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République Algérienne Démocratique et Populaire
وزارة التعليــم العالــي والبحــث العلمــي
Ministère de l’Enseignement Supérieur Et de La Recherche Scientifique
يا العلوم والتكنولوجكلية
يكالالية والكهروميكانقسم
جامعـــة غردايـــــة
Université de Ghardaïa
Faculté des Sciences et Techno-
logies
Département d’Automatique et
de l’Electromécanique
Mémoire en vue de l’obtention du diplôme de
Master académique en Electrotechnique
Spécialité : Energie Renouvelable
THEME
Présenté par
Lemdak Kaima
Kiouas Nabila
Membres du jury Grade Etablissement Qualité
CHOUIA Fayçel MCB U. Ghardaïa Président
FEZZANI Amor MRB URAER Ghardaïa Encadreur
BACHOUAT Mohcene MCB U. Ghardaïa Examinateur
FIHAKHIR Amine MAA U. Ghardaïa Examinateur
2018/2019
Simulation et Etude expérimentale d’un système
PV au milieu aride
Remerciements
Avant tout, nous remercions ALLAH tout puissant de nous
avoir accordée le terme de ce travail.
Nous tenons à remercier les personnes grâce à eux ce mémoire a pu
voir le jour.
Notre promoteur, Monsieur Fezzani Amor qu’il nous soit permis de
le remercier vivement et lui exprimé notre profonde gratitude pour son
aide sans cesse afin de mener à terme ce travail et Avec de plaisir.
Nos remerciements les plus sincères vont aussi aux membres de jury :
Recevez mes plus vifs remerciements pour avoir accepté de juger ce
travail.
Un merci tout particulier à tous les ingénieures de l’unité de
recherche appliqué des énergies renouvelables.
i
Dédicace
Je dédie ce modeste travail Aux être les plus chers, mes parents et
mes grands-parents et ma tante SOUMAIA pour leur aide, soutien et
encouragement, Vous avez toujours été là dans les bons moments
comme dans les plus difficiles. Merci pour votre soutien et votre
confiance sans lesquels je ne serai pas là où j’en suis aujourd’hui. Que
Dieu les gardes et les protèges et leur accordes une longue vie ;
A mon cher frère : Mohamed Chaabane ;
A mes chère sœurs : Abir, Ines Insaf ;
A Mon fiancé : B.Mounir ;
A mes grandes familles : Kiouas, Ammari, Seghir et Bounaama ;
Sans oublier Nacera, Yamina, Talia, iyad, Seif Allah et Djouri ;
A mes chèrs(e) amis(e) : Kaima, Hanane, Hamida, Chahrazed et
Kaouthar ;
A toute la promotion de l’énergie renouvelable ;
A tout qui me connaît de près ou de loin.
Kiouas Nabila
ii
Dédicaces
A La Mémoire De Mon Père ;
A Ma Chère Mère Que Dieu Lui Accorde
Une Longue Vie ;
A Mes Frères Et Sœurs
A Tous Ceux Qui Me Sont Chères
Lemdak .kaima
ii
Résumé
Le module photovoltaïque est une source d'énergie, dépend de l'irradiation et de la
température.
En effet, dans le présent travail on a proposé la méthode de perturbation et observation afin
de détecter le point de puissance maximale d’un module photovoltaïque, elle est utilisée pour
générer la puissance maximale sous différentes conditions de fonctionnement. Ensuite, nous
focalisons notre attention à l'étude expérimentale d'un système PV installé au sein de l'unité de
recherche appliquée en énergies renouvelables. Enfin, nous exposons l'ensemble des résultats
obtenus expérimentalement.
MOTS CLES
Module photovoltaïque, Matlab/Simulink, Etude expérimentale.
ملخص
.ودرجة الحرارة الاشعاع، حيث تعتمد على وضوئية هي مصدر للطاقةالوحدة الكهر
في العمل الحالي ، تم اقتراح طريقة الاضطراب والمراقبة من أجل الكشف عن الحد الأقصى لنقطة الطاقة ، و لهذا
نتائج المحاكاة على ،ل المختلفةصوى في ظل ظروف التشغي، وهي تستخدم لتوليد الطاقة الق وضوئيةالكهر الألواح لوحدة
داخل جريبية لنظام الكهروضوئية المثبتبعد ذلك ، نركز اهتمامنا على الدراسة الت الأمر.و فعالية تظهر كفاءة بالماتلا
نعرض جميع النتائج التي تم الحصول عليها تجريبيا. أخيرا، المتجددة. التطبيقية في الطاقاتبحا الأوحدة
ية كلمات مفتاح
، دراسة تجريبية.، ماتلابالقصوى الاستطاعةنقطة ،الاضطراب والمراقبة وحدة الضوئية،ال
iii
Table des matières
Remerciements
Résumé ii
Table des matières iii
Liste des figures ix
Liste des tableaux xiv
Liste des abréviations
Introduction générale 1
Chapitre I : Gisement Solaire
I.1. Introduction 3
I.2. L'énergie solaire 4
I.3. Grandeurs géographiques et astronomiques 4
I.3.1. Notions sur L'astronomie 4
I.3.1.1. L'écliptique 4
I.3.1.2. L'équateur 5
I.3.2. Les coordonnées terrestres 5
I.3.2.1. La latitude du lieu 𝝋 5
I.3.2.2. La longitude 𝝀 5
I.3.3.1. Les coordonnées horaires 6
I.3.3.1.1. L'angle horaire 𝝎 6
I.3.3.1.2. La déclinaison δ 7
I.3.4. Les coordonnées célestes horizontales 7
I.3.4.1. Hauteur angulaire 7
iv
I.3.4.2. L'angle l'azimut du solaire (a) 8
I.3.4.3. L'angle zénithal du solaire (𝒛) 8
I.3.5. Définition des différents temps 8
I.3.5.1. Le Temps solaire Vrai (TSV) 9
I.3.5.2. Le Temps Solaire Moyen (TSM) 9
I.3.5.3. L'équation du Temps Et 9
I.4. Rayonnement solaire 9
I.4.1. Rayonnement direct 10
I.4.2. Rayonnement diffus 10
I.4.3. Rayonnement global 10
I.5. L’Orientation 11
I.5.1. Azimute α 11
I.5.2. Angle d’inclinaison β 11
I.6. Le Gisement solaire en Algérie 11
I.7. Zone d’étude 12
I.8.calcul d’Irradiation solaire (ciel clair, site de Ghardaïa) 12
I.8.1. module monocristallin 13
I.8.2.module poly cristallin 17
I.9. Conclusion 21
Chapitre II : Généralité sur les systèmes PV
II.1. Introduction 22
II.2. La cellule photovoltaïque 23
II.2.1. Définition 23
II.2.2.Les semi-conducteurs extrinsèques 23
v
II.2.3. La jonction PN 24
II.3. L’effet photovoltaïque 25
II.4. Les différentes technologies des cellules photovoltaïques 25
II.5. Les types des cellules à base de silicium 26
II.6. Module photovoltaïque 27
II.6.1. Définition 27
II.6.2. Zones De Fonctionnement Du cellule PV 28
II.7. Caractéristiques d’un module 29
II.8. Le Systèmes photovoltaïque 31
II.8.1.Définition 31
II.8.2. Types d’un système solaire photovoltaïque 31
II.8.2.1 Système autonome 31
II.8.2.1.1 Système autonome sans batterie 31
II.8.2.1.2. Système autonome avec batterie 32
II.8.2.2. Système hybride 32
II.8.2.3. Système raccordé au réseau électrique 33
II.8.2.3.1. Injection de la totalité de la production 33
II.8.2.3.2. Injection du surplus de production 33
II.9. Système de stockage 34
II.10. Système de régulation 34
II.11. Système de conversion 39
vi
II.11.1. Onduleurs modulaires 40
II.11.2. Onduleurs centralisés 41
II.11.3. Les onduleurs de string 41
II.12. Système de protection 42
II.12.1. Diode by-pass 42
II.12.2. Diode anti-retour 43
II.13. Avantages et Inconvénients de l’énergie PV 44
II.13.1. Les principaux avantages de l’énergie PV 44
II.13.2. Les inconvénients de l’énergie PV 44
II.14. Conclusion 45
Chapitre III : Modélisation et simulation du système PV
III.1. Introduction 46
III.2. Les modèles de la cellule PV 47
III.2.1. Modèle à une diode 47
III.2.2. Modèle à deux diodes 49
III.3. Modélisation du module PV 51
III.4. Validation Expérimentale 53
III.4.1. Résultats expérimentaux 54
III.5. Les convertisseurs CC-CC (hacheurs) 55
III.5.1. Les types des convertisseurs CC-CC 55
III.5.2. Hacheur survolteur (ou Boost) 56
vii
III.5.3. Etude du hacheur survolteur d’un système photovoltaïque 57
III.5.3.1. Représentation d’un hacheur survolteur PV 57
III.5.3.2. Modélisation d’un hacheur survolteur 59
III.5.4. Commande MLI du hacheur 59
III.5.5. Technique de commande de l’MPPT 60
III.5.5.1. Définition 60
III.5.5.2. Hacheur Pour la poursuite du point de puissance maximum (MPPT) 60
III.5.5.3. Le principe de fonctionnement du MPPT d’un générateur PV 62
III.5.5.4. Différentes techniques d’MPPT 63
III.5.5.4.1. Les méthodes indirectes 63
III.5.5.4.2. Les méthodes directes 64
III.5.5.4.2.1. Méthode Perturbation & Observation (P&O) 64
III.5.5.4.2.1.1. Définition 64
III.5.5.4.2.1.2. Le fonctionnement de l’algorithme P&O 64
III.6. Simulation du système PV 67
III.6.1. Résultats et analyses 68
III.7. Etude expérimentale d'un Lampadaire solaire 74
III.7.1.les outils d'essaie 74
III.7.1.1. Caractéristique du site de Ghardaïa 74
III.7.2.Quelques données expérimentales de système photovoltaïque étudié 75
III.7.2.1.Les performances du lampadaire solaire 79
viii
III.8. Conclusion 80
Conclusion générale 81
Bibliographie 82
Annexe 87
ix
Liste des figures
Chapitre I : Gisement Solaire
Figure I.1 : Le Soleil 4
Figure I.2 : Schématisation de l’écliptique 4
Figure I.3 : Schématisation de l'équateur 5
Figure I.4 : Schématisation de la latitude et la longitude 5
Figure I.5 : Schématisation de l'angle horaire 6
Figure I.6 : Schématisation de la déclinaison 7
Figure I.7 : Schématisation de la hauteur(h), l'angle l'zénithal(z) et l'angle l'azimut
(a= )
8
Figure I.8 : Différents composants de rayonnement 9
Figure I.9 : Orientation et inclinaison d’une surface 11
Figure I.10 : Irradiation globale journalière reçue sur plan horizontal au mois de
Juillet
11
Figure I.11 : Irradiation G,GP_02, DIN_02_axes, DIN_01_axe en fonction d’heures de la
journée 21 juin (a) : inclination 0°et (b) : inclination 32°
15
Figure I.12 : Irradiation G,GP_02, DIN_02_axes, DIN_01_axe en fonction d’heures de la
journée 21 décembre(a) : inclination 0°et (b) : inclination 32°
17
Figure I.13 : Irradiation G,GP_02, DIN_02_axes, DIN_01_axe en fonction d’heures de la
journée 21 juin (a) : inclination 0°et (b) : inclination 32°
19
Figure I.14 : Irradiation G,GP_02, DIN_02_axes, DIN_01_axe en fonction d’heures de la
journée 21 décembre (a) : inclination 0°et (b) : inclination 32°
21
Chapitre II : Généralité du système PV
Figure II.12 : Exemple d’un système PV autonome sans batterie 31
Figure II.13 : Exemple d’un système PV autonome avec batterie 32
x
Figure II.14 : Exemple d’un système PV hybride 32
Figure II.15 : Système PV raccordé au réseau 33
Figure II.16 : Les deux types d’installations existantes pour l’injection de la production
solaire
33
Figure II.1 : présentation schématique d’une cellule solaire 23
Figure II.2 : Semi-conducteurs de type N (avec l’électron en trop) 24
Figure II.3 : Semi-conducteur de type p (avec le déficit d’électron) 24
Figure II.4 : Jonction PN 25
Figure II.5 : Cellule au Silicium Monocristallin 26
Figure II.6 : Cellule au Silicium Poly-cristallin 26
Figure II.7 : Cellule au Silicium amorphe (couche mince) 27
Figure II.8 : Câblage des cellules dans un module 28
Figure II.9 : Les différentes zones de la caractéristique (I-V) 29
Figure II.10 : Tension en circuit ouvert 29
Figure II.11 : Courant de court-circuit 30
Figure II.17 : batterie PV 34
Figure II.18 : régulateur de charge 35
Figure II.19 : Connexion d’un régulateur 36
Figure II.20 : Exemples de montage d'une installation solaire autonome en 12V et 24V 36
Figure II.21 : Schéma d’un régulateur shunt 37
Figure II.22 : Techniques de fonctionnement d’un régulateur shunt 38
xi
Figure II.23 : Schéma d’un régulateur série 38
Figure II.24 : Type d'onduleurs existants 40
Figure II.25 : Onduleur modulaire (un onduleur par panneau) 41
Figure II.26 : Onduleur central 41
Figure II. 27 : Onduleur string 42
Figure II.28 : Exemples d'association sécurisée de deux modules PV commerciaux en
parallèles avec leurs diodes de protections
42
Figure II.29 : Module de 36 cellules protégé par deux diodes de by-pass 43
Figure II.30 : l’emplacement de la diode by-pass 43
Figure II.31 : Principe d’une diode anti-retour 43
Chapitre III : Modélisation et simulation du système PV
Figure III. 1 : Schéma équivalent d’une cellule PV 47
Figure III. 2 : Schéma équivalent d’une cellule PV Modèle à deux diodes 50
Figure III. 3 : Schéma de simulation de module PV en matlab /simulink 52
Figure III.4 : Résultats de simulation des caractéristiques (a):(I-V) et (b):(P-V), pour
différentes températures et un éclairement G=1000W/m2
52
Figure III. 5: Résultats de simulation des caractéristiques (a):(I-V) et (b):(P-V), pour
différents éclairement et une température T=25°C
53
Figure III. 6 : Banc d’essais de caractérisation 54
Figure III. 7 : Caractéristiques I-V expérimentale et simulé (KYOCER KC125) 54
Figure III. 8 : Caractéristiques P-V expérimentale et simulé (KYOCER KC125) 55
Figure III.9 : Schéma de principe d’un hacheur parallèle (boost) 56
xii
Figure III.10: Schéma d’un hacheur parallèle (boost) raccordé au générateur
photovoltaïque
57
Figure III. 11 : Formes typiques des ondes du convertisseur boost 58
Figure III. 12 : Génération des impulsions de commande du hacheur 60
Figure III. 13 : Chaîne élémentaire de conversion photovoltaïque associée à une
commande MPPT
61
Figure III. 14 : Chaine de conversion photovoltaïque 62
Figure III. 15 : Caractéristiques de fonctionnement de la méthode de P&O 65
Figure III. 16 : Organigramme de l’algorithme perturbation et observation (P&O) 66
Figure III. 17 : Schéma de simulation du système globale en Matlab 67
Figure III. 18 : Schéma bloc de la commande MPPT « P&O » et PWM 68
Figure III. 19 : Résultats de simulation du système PV avec une commande MPPT P&O
pour (G=1000W/m2, T=25°C, R=10Ω) : (a) Puissance du module Ppv , (b) Tension du
module Vpv (V), (c) courant de module Ipv(A), (d) Tension de sortie de survolteur V0
(V).
69
Figure III. 20 : Résultat de simulation de la puissance de survolteur pour (G=1000W/m2,
T=25°C, R=10Ω).
69
Figure III. 21 : Résultats de simulation du système PV avec une commande MPPT P&O
pour (G=1000W/m2, G`=500W/m2 G=800W/m2 ) et une température fixe (T=25°C) et
R=10Ω : (a) puissance du module Ppv , (b) Tension du module Vpv (V), (c) courant de
module Ipv(A), (d) Tension de sortie de survolteur V0 (V).
70
Figure III. 22 : Résultat de simulation de la puissance de boost pour (G=1000W/m2,
G`=500W/m2 G=800W/m2 ) , une température fixe (T=25°C) et R=10Ω
71
Figure III. 23 : Résultats de simulation du système PV avec une commande MPPT P&O
pour un profil fixe et R=100Ω : (a) puissance du module Ppv , (b) Tension du module
72
xiii
Vpv (V), (c) courant de module Ipv(A), (d) Tension de sortie de survolteur V0 (V).
Figure III. 24 : Résultats de simulation du système PV avec une commande MPPT P&O
pour un profil fixe et R=100Ω : (a) puissance de boost Ps , (b) courant de charge IL(A)
72
Figure III. 25 : Résultats de simulation du système PV avec une commande MPPT P&O
pour (G=1000W/m2, T=25°C, R=10Ω) : (a) Puissance du module Ppv , (b) Tension du
module Vpv (V), (c) courant de module Ipv(A), (d) Tension de sortie de survolteur V0
(V).
73
Figure III. 26 : Résultat de simulation de la puissance de survolteur pour (G=1000W/m2,
T=25°C, R=10Ω).
73
Figure III. 27 : Banc d’essais (URAER) 75
Figure III. 28 : l’Eclairement en fonction du temps (courbe rouge ciel clair, courbe bleu
ciel nuageux).
76
Figure III. 29 : Température en fonction du temps 76
Figure III. 30 : Puissance du module PV en fonction du temps 77
Figure III. 31 : Tension de module PV en fonction du temps 77
Figure III.32 : Courant de module PV en fonction du temps 78
Figure III.33 : La puissance de la batterie en fonction du temps 78
Figure III.34 : Tension de batterie en fonction du temps 79
Figure III.35 : Le courant de la batterie en fonction du temps 79
xiv
Liste des tableaux
Chapitre I : Gisement Solaire
Tableau I.1 : Ensoleillement reçu en Algérie par régions climatiques 12
Tableau I.2 : Estimation de l’irradiation globale et la production électrique pour un mo-
dule monocristallin (21 juin, ciel clair, inclination 0°)
14
Tableau I.3 : Estimation de l’irradiation globale et la production électrique pour un
module monocristallin (21 juin, ciel clair, inclination 32°)
14
Tableau I.4 : Estimation de l’irradiation globale et la production électrique pour un
module monocristallin (21 décembre, ciel clair, inclination 0°)
16
Tableau I.5 : Estimation de l’irradiation globale et la production électrique pour un
module monocristallin (21 décembre, ciel clair, inclination 32°)
16
Tableau I.6 : Estimation de l’irradiation et la production électrique pour un module poly
cristallin (21 juin, ciel clair, inclination 0°)
18
Tableau I.7 : Estimation de l’irradiation et la production électrique pour un module poly
cristallin (21 juin, ciel clair, inclination 32°)
18
Tableau I .8: Estimation de l’irradiation et la production électrique pour un module poly
cristallin (21 décembre, ciel clair, inclination 0°)
20
Tableau I.9 : Estimation de l’irradiation et la production électrique pour un module poly
cristallin (21 décembre, ciel clair, inclination 32°)
20
Chapitre III : Modélisation et simulation du système PV
Tableau III.1 : les résultats obtenus après la simulation 51
Tableau III.2 : les caractéristiques géographiques du site Ghardaïa. 74
Tableau III.3 : performances du module PV 78
Tableau III.4 : performance de la batterie 79
xv
Liste des abréviations
URAER : Unité de recherche appliquée en énergies renouvelables.
TSV : Le Temps solaire Vrai.
TSM : Le Temps Solaire Moyen.
GPV : Générateur Photovoltaïque.
PPM : Point de puissance maximale.
P&O : Perturbation et Observation.
ET : L'équation du Temps Et.
PV : Photovoltaïque.
FF : Facteur de forme.
CC : Courant Continu.
CA : Courant Alternatif.
1
Introduction générale
La production mondiale d'énergie a triplé depuis les années 60 à nos jours. La totalité de
production mondiale d’énergie provient de sources fossiles.
La consommation de ces sources donne lieu à des émissions de gaz à effet de serre et donc
une augmentation de la pollution. En plus la consommation excessive de stock de ressources
naturelles réduit les réserves de ce type d’énergie de façon dangereuse pour les générations
futures [1].
Depuis le début du siècle, la consommation énergétique mondiale est en très forte
croissance dans toutes les régions du monde. Il semble que tendanciellement, les
consommations d’énergie vont continuer à augmenter, sous l’effet de la croissance
économique d’une part, et de l’augmentation de la consommation d’électricité par habitant
d’autre part [2].
Une des technologies d’énergies renouvelables la plus prometteuse est l’énergie
photovoltaïque basée sur la conversion du rayonnement électromagnétique solaire en
électricité. Elle est en forte croissance depuis quelques années car c’est une source inépuisable.
Elle est véritablement un moyen élégant de produire l’électricité sur place à partir du soleil
sans bruit, pollution ou aucune pièce mobile. Ces propriétés de l’énergie photovoltaïque réduit
l’entretien de son système à un minimum, bien qu’elle est intermittente (jour, nuit, saison),
n’est pas fiable et de dépenser plus d’énergie pour la conception d’un panneau solaire qu’il ne
peut en fournir durant toute sa durée de vie [2].
L’énergie photovoltaïque issue de la conversion de l’énergie solaire souffre d’un problème
d’optimisation, dû aux caractéristiques électriques non linéaires (courant - tension) des cellules
photovoltaïques, Ces caractéristiques dépendent essentiellement des conditions climatiques de
rayonnement et de température.
L’extraction de la puissance maximale d’un ensemble de ces cellules dite Stratégie MPPT
(Maximum Power Point Tracking) permet d’une manière efficace de résoudre ce problème
d’optimisation [3].
Ce travail consiste à simuler et étudier expérimentalement un système photovoltaïque au
milieu aride.
Pour décrire cela, ce mémoire est présenté en trois chapitres :
2
o Dans le premier chapitre, nous décrivons les notions essentielles sur le gisement
solaire, définitions astronomiques couramment utilisées dans tout domaine relatif au solaire.
Ensuite, nous décrivons globalement l’irradiation solaire puis le gisement solaire en Algérie ;
o Dans le deuxième chapitre on présente des généralités sur les systèmes photovol-
taïques, le fonctionnement et le phénomène photovoltaïque et l’influence des différents para-
mètres extérieurs, la cellule PV et ses paramètres. Ensuite on présente un rappel sur les généra-
teurs PV et leurs performances ;
o Le troisième chapitre est devisé en deux parties, dans la première partie on étudiera les
convertisseurs CC-CC, leurs modélisations et ses principes de fonction et quelques types utili-
sés dans les systèmes photovoltaïques. Ainsi, on décrive la commande MPPT des convertis-
seurs CC-CC. Puis on présentera les résultats de simulation d’un système photovoltaïque. La
deuxième partie est dédiée à l'étude expérimentale d'un système PV installe au sein de l'unité
de recherche appliquée en énergies renouvelables (URAER). Enfin, nous exposons l'ensemble
des résultats obtenus expérimentalement.
Finalement, nous terminerons ce mémoire par une conclusion générale.
Chapitre I : Gisement Solaire
3
Chapitre I : Gisement Solaire
I.1 Introduction
Depuis très longtemps, l’homme a cherché à l’utiliser l’énergie émise par le soleil, l’étoile
la plus proche de la terre. La plupart des utilisations sont directes comme en agriculture, à
travers la photosynthèse ou dans diverses applications de séchage et chauffage, autant
artisanale qu’industrielle. Cette énergie est disponible en abondance sur toute la surface
terrestre et, malgré une atténuation importante lors de la traversée de l’atmosphère, une
quantité encore importante arrive à la surface du sol. On peut ainsi compter sur 1000 W/m²
dans les zones tempérées et jusqu’à 1400 W/m² lorsque l’atmosphère est faiblement polluée en
poussière ou en eau [4].
Le flux solaire reçu au niveau du sol terrestre dépend ainsi de plusieurs paramètres
comme [5] :
l’orientation, la nature et l’inclinaison de la surface terrestre ;
la latitude du lieu de collecte, de son degré de pollution ainsi que de son altitude ;
la période de l’année ;
l’instant considéré dans la journée ;
la nature des couches nuageuses.
Les zones les plus favorable répertoriées sous forme d’atlas et mettent en évidence des
« gisements solaires» à la surface de la terre [5].
Dans ce premier chapitre, nous aborderons ainsi en premier temps quelques notions
indispensables sur le gisement solaire. A savoir les coordonnées équatoriale et terrestre. Nous
décrirons ensuite, le rayonnement solaire et sa composition. Puis, l’orientation et le gisement
solaire en Algérie.
Chapitre I : Gisement Solaire
4
I.2. L'énergie solaire
Le soleil est une source quasiment inépuisable d’énergie qui envoie à la surface de la terre
un rayonnement qui représente chaque année environ 8400 fois la consommation énergétique
[6]. Il est composé à 80% d’hydrogène, 19%d’hélium et 1% d’un mélange de 100 éléments
[7].
Figure I.1 : Le Soleil [7].
L'énergie solaire est produite et utilisée selon plusieurs procédés [8] :
L'énergie solaire thermique : qui consiste tout simplement à produire de la chaleur
grâce à des panneaux sombres. On peut aussi produire avec de la vapeur à partir de la
chaleur du soleil puis convertir la vapeur en électricité ;
L'énergie solaire photovoltaïque : qui consiste à produire directement de l'électricité à
partir de la lumière à l'aide de panneaux solaires.
I.3. Grandeurs géographiques et astronomiques
I.3.1. Notions sur L'astronomie
I.3.1.1. L'écliptique
Le mouvement de la terre autour du soleil s'effectue dans un plan nommé le plan de
l'écliptique [9].
Figure I.2 : Schématisation de l’écliptique [9].
Chapitre I : Gisement Solaire
5
I.3.1.2. L'équateur
Le plan équatorial perpendiculaire à l'axe des pôles PP’ passe par le centre de la Terre [9].
Figure I.3 : Schématisation de l'équateur [9].
I.3.2. Les coordonnées terrestres
La terre est pratiquement une sphère qui tourne autour d'un axe passant par le pôle Nord et
le pôle Sud. Tout point sur la terre est caractérisé par sa latitude et sa longitude [7].
I.3.2.1. La latitude du lieu 𝝋
À latitude d’un lieu à la surface de la terre est l’angle entre l’équateur et le rayon de la terre
passant par le lieu considéré. Elle est comptée positivement de 0 à +90° vers le nord et
négativement de 0 à -90 vers le sud [7].
I.3.2.2. La longitude 𝝀
La longitude d'un lieu donné correspond à l'angle formé par le méridien de ce lieu avec le
méridien de Greenwich. À partir de cette origine, elle varie entre 0° et180°, négativement vers
l'ouest et positivement vers l'est [7].
Figure I.4 : Schématisation de la latitude et la longitude [9].
Chapitre I : Gisement Solaire
6
I.3.3. Les coordonnées horaires
La position du soleil dans le ciel est déterminée par deux grandeurs :
I.3.3.1. L'angle horaire 𝝎
C’est l’ongle que font les projections de la direction du soleil avec la direction du méridien
du lieu [4]. Cet angle diminue continuellement depuis le lever du soleil à midi, devient nulle à
midi, puis commence à augmenter lorsque sa valeur devient positive. Au coucher du soleil l'angle
horaire est positive maximale et au lever du soleil, il est négative maximale pour n'importe quel
endroit [10].
L’expression de l'angle horaire, est donnée par :
(I.1)
TSV : temps solaire vrai
𝜔> 0 vers l'Ouest (est compté positivement l'après-midi) ;
𝜔< 0 vers l'Est ;
𝜔 = 0 à midi solaire vrai (le soleil est dans le plan méridien du lieu).
Figure I.5 : Schématisation de l'angle horaire [7].
I.3.3.2. La déclinaison δ
Le plan équatorial fait de son plan écliptique un angle constant, appelé obliquité et noté.
Dans l'hémisphère nord de notre planète, elle est positive au printemps et en été, négative le
reste du temps ; elle varie entre +23°27' au solstice d'été (le 21 juin) et -23°27' au solstice
d'hiver (le 21 décembre) .Elle est donnée par l'expression mathématique suivante [9] :
(I.2)
Chapitre I : Gisement Solaire
7
δ : est exprimée en degrés ;
J : nombre de jours écoulés depuis le 1erJanvier.
Figure I.6 : Schématisation de la déclinaison [9].
I.3.4. Les coordonnées célestes horizontales
I.3.4.1. Hauteur angulaire
C'est l'angle h formé par le plan horizontal au lieu d'observation et la direction du soleil. Il
est particulièrement égal à 0° au lever et au coucher astronomiques du soleil, sa valeur est
maximale à midi, en temps solaire vrai [11]. Il est donné par la relation :
(I.3)
φ: Latitude du lieu ;
δ : La déclinaison du soleil ;
ω : L’angle horaire ;
h : varie entre -90°à +90°.
I.3.4.2. L'angle l'azimut du solaire (a)
C'est l'angle que fait la direction de la projection du Soleil sur le plan horizontal avec la
direction Sud. Cet angle étant orienté positivement vers l'Ouest [9].
(I.4)
Avec : (a) varie entre -180 à +180, On prend :
a> 0 vers l'ouest ;
a< 0 vers l'est ;
Chapitre I : Gisement Solaire
8
a = 0 direction du sud.
I.3.4.3. L'angle zénithal du solaire (𝒛)
C’est l'angle entre le zénith du lieu d'observation et la direction du soleil, il est compté de
0° à 180° à partir du zénith [9].
Figure I.7 : Schématisation de la hauteur(h), l'angle l'zénithal(z) et l'angle l'azimut (a= ) [9].
I.3.5. Définition des différents temps
I.3.5.1. Le Temps solaire Vrai (TSV)
Il est défini par angle horaire 𝜔 entre le plan méridien passant par le centre du Solaire et le
méridien du lieu considéré [9].
(I.5)
I.3.5.2. Le Temps Solaire Moyen (TSM)
La vitesse de la Terre sur son orbite n'est pas constante au cours de l'année. Pour avoir un
temps qui " s'écoule " à vitesse constante, on définit donc un temps solaire moyen ainsi [9] :
(I.6)
I.3.5.3. L'équation du Temps Et
On appelle équation du temps la correction, positive ou négative, qu'il convient d'ajouter au
temps solaire moyen pour connaître le temps solaire vrai TSV + TSM +Et, elle est exprimée
par la relation suivante [12] :
(I.7)
Chapitre I : Gisement Solaire
9
Avec :
(I.8)
j : nombre de jours à partir du premier janvier.
I.4. Rayonnement solaire
On peut décrire le rayonnement comme un processus de nature ondulatoire qui permet un
transfert d’énergie sans aucun support matériel. Il consiste en un ensemble d’ondes
électromagnétiques qui se propagent dans le vide, et à des degrés divers dans la matière, cette
dernière modifiant parfois notablement leurs caractéristiques.
En traversant l'atmosphère, le rayonnement solaire est absorbé et diffusé. Au sol, on
distingue plusieurs composantes [9] :
Figure I.8 : Différents composants de rayonnement [10].
I.4.1. Rayonnement direct
Le rayonnement direct est reçu directement du soleil, sans diffusion par l'atmosphère. Ses
rayons sont parallèles entre eux, il forme donc des ombres et peut être concentré par des
miroirs [13].
Le rayonnement direct est celui qui traverse l’atmosphère sans subir de modifications, il
provient du disque solaire seulement à l’exclusion de tout rayonnement diffusé, réfléchi ou
réfracté par l’atmosphère [14].
Chapitre I : Gisement Solaire
10
I.4.2. Rayonnement diffus
Le rayonnement diffus est constitué par la lumière diffusée par l'atmosphère (air,
nébulosité, aérosols). La diffusion est le phénomène qui répartit un faisceau parallèle en une
multitude de faisceaux partant dans toutes les directions dans le ciel, ce sont à la fois les
molécules d'air, les gouttelettes d'eau (nuages) et les poussières qui produisent ce (éclatement)
des rayons du soleil. Cela dépend donc avant tout des conditions météorologiques [13].
Les photopiles étant des détecteurs sélectifs, ce point a son importance [15].
I.4.3. Rayonnement global
Une surface horizontale
C’est l’ensemble du rayonnement d’origine solaire qui parvient sur une surface
horizontale sur le globe terrestre. Il comprend donc la composante verticale du
rayonnement solaire direct et rayonnement solaire diffus [16] ;
Une surface inclinée
Rayonnement global sur une surface inclinée est la somme des rayonnements : Direct,
Diffus et réfléchi (albédo) [16].
I.5. L’Orientation
I.5.1. Azimute α
C’est l’angle que fait la projection du soleil sur le plan horizontal avec la direction du Sud
et il désigne l'orientation de la surface de telle sorte que [16] :
α = -90° pour une orientation Est ;
α = 0 pour une orientation Sud ;
α = 90° pour une orientation Ouest ;
α = 180° pour une orientation Nord.
I.5.2. Angle d’inclinaison β
C’est l’angle que fait la surface avec le plan horizontal. L'inclinaison de la surface est
désignée par la variable b, choisie de telle sorte que [16] :
β = 0 pour une surface horizontale ;
β = 90° pour un plan vertical ;
Chapitre I : Gisement Solaire
11
β = 180° pour un plan horizontal tourné vers.
Figure I.9 : Orientation et inclinaison d’une surface [16].
I.6. Le Gisement solaire en Algérie
Le gisement solaire est un ensemble de données décrivant l’évolution du rayonnement
solaire disponible au cours d’une période donnée. Il est utilisé pour simuler le fonctionnement
d’un système énergétique solaire et faire un dimensionnement le plus exact possible compte
tenu de la demande à satisfaire [17].
Sans aucun doute, l’énergie solaire est un grand atout pour notre payé. Avec plus de deux
millions de km² de superficie, l’Algérie reçoit quotidiennement une très grande quantité
d’ensoleillement pour produire un maximum d’énergie. Il faut savoir que sur une surface
horizontale de 1 m2, on peut avoir une puissance de l'ordre de 5 kWh. En plus, sur la quasi-
totalité du territoire national, la durée d'insolation dépasse les 2000 heures annuellement et
peut atteindre les 3900 heures sur les hauts plateaux et sur le Sahara [5].
Figure I.10 : Irradiation globale journalière reçue sur plan horizontal au mois de Juillet [14].
Chapitre I : Gisement Solaire
12
Suite à une évaluation par satellites, l’Agence Spatiale Allemande (ASA) a conclu, que
l’Algérie représente le potentiel solaire le plus important de tout le bassin méditerranéen, soit
169.000 TWh/an pour le solaire thermique, 13,9 TWh/an pour le solaire photovoltaïque.
La répartition du potentiel solaire par région climatique au niveau du territoire algérien est
représentée dans le tableau I.1 selon l’ensoleillement reçu annuellement [18] :
Tableau I.1 : Ensoleillement reçu en Algérie par régions
climatiques
Régions Régions
côtières
Hauts plateaux Sahara
Superficie (%) 4 10 86
Durée moyenne
d’ensoleillement
(h/an)
2650 3000 3500
Energie
moyenne reçue
(kWh/m2/an)
1700 1900 26500
Le volet de l'énergie solaire le plus utilisé dans notre pays est le solaire photovoltaïque mais
les autres volets solaires thermiques et thermodynamiques restent toujours au stade
d'expériences [9].
I.7. Zone d’étude
Ghardaïa est parmi l’une des régions qui disposent d’un gisement solaire très important
dans le territoire Algérien. Sa situation géographique lui donne une importante richesse
énergétique, telle que sa fraction d’insolation atteint fréquemment des valeurs qui dépassent
les 75 %, tandis que l’irradiation globale journalière reçue sur un plan horizontal est de l’ordre
de 6000Wh/m² en moyenne annuelle [19].
I.8. Calcul d’Irradiation solaire (ciel clair, site de Ghardaïa)
L’intérêt d’une exploitation rigoureuse du gisement solaire réside dans l’orientation précise
de n’importe quel capteur solaire sur terre. Il est à noter que l’énergie électrique journalière
Chapitre I : Gisement Solaire
13
produite par le champ photovoltaïque varie au cours de l’année. L’estimation la production de
l’énergie électrique journalière (Pele), Irradiation globale inclinée (G), Irradiation globale
double axes (GP_02) et Irradiation directe double axes (DIN_02_axes) et simple
(DIN_01_axe) présentée dans cette partie et existeriez de site Internet [20] de Centre de
développement des Energies Renouvelable.
I.8.1. Module monocristallin
Nous présentons directement les résultats d'estimation de la production de l’énergie élec-
trique journalière (Pele), Irradiation globale inclinée (G), Irradiation globale double axes
(GP_02), Irradiation directe double axes (DIN_02_axes) et simple (DIN_01_axe) de la journée
du juin (ciel claire) sur le plan horizontal dans le Tableau I.2 et ceux de plan incliné sur le Ta-
bleau I.3.
D’après les résultats obtenus (voir figure I.11), on trouve :
1. Les valeurs maximales d'irradiation global G, sur le plan horizontal et sur le plan
incliné à 32° orienté au plein Sud, varient entre 1033 W/m2 à905 W/m2de G sur le plan
horizontal et 985W/m2 à 839 W/m2 sur le plan incliné à 32° orienté au plein Sud, entre
12h00 et 14h00 entre 12h00 et 14h00, respectivement ;
2. Les valeurs maximales d'irradiation globale double axes(GP_02), varient entre 1045
W/m2 à1017 W/m2de G, entre 12h00 et 14h00 ;
3. L'augmentation d'irradiation globale cumulée du système double axes est de
34%parrapport au système fixe inclinaison 32° et de 24% inclinaison 0° ;
4. L'augmentation de la puissance électrique cumulée du système double axes est de
34.6%par rapport au système fixe inclinaison 32° et de 24.7% inclinaison 0° ;
5. L'augmentation de la puissance électrique cumulée du système fixe inclinaison 0°est de
13%par rapport au système fixe inclinaison 32° de la journée 21 juin ;
6. L'influence de l’orientation et l’inclinaison sur la production de la puissance électrique.
Chapitre I : Gisement Solaire
14
Tableau I.2 : Estimation de l’irradiation globale et la production électrique pour un module
monocristallin (21 juin, ciel clair, inclination 0°) [20].
Tableau I.3 : Estimation de l’irradiation globale et la production électrique pour un module
monocristallin (21 juin, ciel clair, inclination 32°) [20].
Chapitre I : Gisement Solaire
15
Nous avons tracé sur chaque figure ci-dessous, les courbes d'irradiation globale inclinée
(G), irradiation globale double axes (GP_02), Irradiation directe double axes (DIN_02_axes)
et simple (DIN_01_axe) de la journée 21 juin (a) inclination 0° et (b) inclination 32°.
Figure I.11 : Irradiation G,GP_02, DIN_02_axes, DIN_01_axe en fonction d’heures de la journée 21
juin (a) : inclination 0°et (b) : inclination 32° [20].
Nous présentons directement les résultats d'estimation de la production de l’énergie élec-
trique journalière (Pele), Irradiation globale inclinée (G), Irradiation globale double axes
(GP_02), Irradiation directe double axes (DIN_02_axes) et simple (DIN_01_axes) de la jour-
née du décembre (ciel claire) sur le plan horizontal dans le Tableau I.4 et ceux de plan incliné
sur le Tableau I.5.
D’après les résultats obtenus (voir figure I.12), on constate :
1. Les valeurs maximales d'irradiation global G, sur le plan horizontal et sur le plan
incliné à 32° orienté au plein Sud, varient entre 602 W/m2 à 473W/m2de G sur le plan
horizontal et 946 à 779 W/m2 sur le plan incliné à 32° orienté au plein Sud, entre 12h00
et 14h00 entre 12h00 et 14h00, respectivement ;
2. Les valeurs maximales d'irradiation globale double axes(GP_02), varient entre 1042
W/m2 à 982 W/m2de G, entre 12h00 et 14h00 ;
3. L'augmentation d'irradiation globale cumulée du système double axes est de 25% par
rapport au système fixe inclinaison 32° et de 55% inclinaison 0° ;
4. L'augmentation de la puissance électrique cumulée du système double axes est de
25%par rapport au système fixe inclinaison 32° et de 55% inclinaison 0° ;
(a)
(b)
Chapitre I : Gisement Solaire
16
5. L'augmentation de la puissance électrique cumulée du système fixe inclinaison 32° est
de 40.80%par rapport au système fixe inclinaison 0° de la journée 21 décembre ;
6. L'influence de l’orientation et l’inclinaison sur la production de la puissance électrique.
Tableau I.4 : Estimation de l’irradiation globale et la production électrique pour un module
monocristallin (21 décembre, ciel clair, inclination 0°) [20].
Tableau I.5 : Estimation de l’irradiation globale et la production électrique pour un module
monocristallin (21 décembre, ciel clair, inclination 32°) [20].
Nous avons tracé sur chaque figure ci-dessous, les courbes d'irradiation globale inclinée
(G), irradiation globale double axes (GP_02), Irradiation directe double axes (DIN_02_axes)
et simple (DIN_01_axes) de la journée 21 décembre(a) inclination 0° et (b) inclination 32°.
Chapitre I : Gisement Solaire
17
Figure I.12 : Irradiation G,GP_02, DIN_02_axes, DIN_01_axe en fonction d’heures de la journée 21
décembre(a) : inclination 0°et (b) : inclination 32° [20].
I.8.2. Module poly cristallin
Nous présentons directement les résultats d'estimation de la production de l’énergie élec-
trique journalière (Pele), Irradiation globale inclinée (G), Irradiation globale double axes
(GP_02), Irradiation directe double axes (DIN_02_axes) et simple (DIN_01_axe) de la journée
du juin (ciel claire) sur le plan horizontal dans le Tableau I.6 et ceux de plan incliné sur le Ta-
bleau I.7.
D’après les résultats obtenus (voir figure I.13), on trouve :
1. Les valeurs maximales d'irradiation global G, sur le plan horizontal et sur le plan
incliné à 32° orienté au plein Sud, varient entre 1033 W/m2 à905 W/m2de G sur le plan
horizontal et 985W/m2 à 839 W/m2 sur le plan incliné à 32° orienté au plein Sud, entre
12h00 et 14h00 entre 12h00 et 14h00, respectivement ;
2. Les valeurs maximales d'irradiation globale double axes(GP_02), varient entre 1045
W/m2 à1017 W/m2de G, entre 12h00 et 14h00 ;
3. L'augmentation d'irradiation globale cumulée du système double axes est de
34%parrapport au système fixe inclinaison 32° et de 42 % inclinaison 0° ;
4. L'augmentation de la puissance électrique cumulée du système double axes est de
34.6%par rapport au système fixe inclinaison 32° et de 24.7% inclinaison 0° ;
5. L'augmentation de la puissance électrique cumulée du système fixe inclinaison 0°est de
13%par rapport au système fixe inclinaison 32° de la journée 21 juin ;
(a) (b)
Chapitre I : Gisement Solaire
18
6. L'influence de l’orientation et l’inclinaison sur la production de la puissance électrique.
Tableau I.6 : Estimation de l’irradiation et la production électrique pour un module poly cristallin (21
juin, ciel clair, inclination 0°) [20].
Tableau I.7 : Estimation de l’irradiation et la production électrique pour un module poly cristallin (21
juin, ciel clair, inclination 32°) [20].
Chapitre I : Gisement Solaire
19
Nous avons tracé sur chaque figure ci-dessous, les courbes d'irradiation globale inclinée
(G), irradiation globale double axes (GP_02), Irradiation directe double axes (DIN_02_axes)
et simple (DIN_01_axes) de la journée 21juin(a) inclination 0° et (b) inclination 32°.
Figure I.13 : Irradiation G,GP_02, DIN_02_axes, DIN_01_axe en fonction d’heures de la journée 21
juin (a) : inclination 0°et (b) : inclination 32°[20].
Nous présentons directement les résultats d'estimation de la production de l’énergie élec-
trique journalière (Pele), Irradiation globale inclinée (G), Irradiation globale double axes
(GP_02), Irradiation directe double axes (DIN_02_axes) et simple (DIN_01_axe) de la journée
du décembre (ciel claire) sur le plan horizontal dans le Tableau I.8 et ceux de plan incliné sur
le Tableau I.9.
D’après les résultats obtenus (voir figure I.14), on constate :
1. Les valeurs maximales d'irradiation global G, sur le plan horizontal et sur le plan
incliné à 32° orienté au plein Sud, varient entre 602 W/m2 à 473W/m2de G sur le plan
horizontal et 946 à 779 W/m2 sur le plan incliné à 32° orienté au plein Sud, entre 12h00
et 14h00 entre 12h00 et 14h00, respectivement ;
2. Les valeurs maximales d'irradiation globale double axes(GP_02), varient entre 1042
W/m2 à 982 W/m2de G, entre 12h00 et 14h00 ;
3. L'augmentation d'irradiation globale cumulée du système double axes est de 25% par
rapport au système fixe inclinaison 32° et de 55% inclinaison 0° ;
4. L'augmentation de la puissance électrique cumulée du système double axes est de
25%par rapport au système fixe inclinaison 32° et de 55% inclinaison 0° ;
(a)
(b)
Chapitre I : Gisement Solaire
20
5. L'augmentation de la puissance électrique cumulée du système fixe inclinaison 32° est
de 40.80%par rapport au système fixe inclinaison 0° de la journée 21 décembre ;
6. L'influence de l’orientation et l’inclinaison sur la production de la puissance électrique.
Tableau I .8: Estimation de l’irradiation et la production électrique pour un module poly cristallin (21
décembre, ciel clair, inclination 0°) [20].
Tableau I.9 : Estimation de l’irradiation et la production électrique pour un module poly cristallin (21
décembre, ciel clair, inclination 32°) [20].
Chapitre I : Gisement Solaire
21
Nous avons tracé sur chaque figure ci-dessous, les courbes d'irradiation globale inclinée
(G), irradiation globale double axes (GP_02), Irradiation directe double axes (DIN_02_axes)
et simple (DIN_01_axes) de la journée 21decembre(a) inclination 0° et (b) inclination 32°.
Figure I.14 : Irradiation G,GP_02, DIN_02_axes, DIN_01_axe en fonction d’heures de la journée 21
décembre (a) : inclination 0°et (b) : inclination 32° [20].
I.9 Conclusion
Ce chapitre est concentré sur l'énergie solaire, les grandeurs géographiques et
astronomiques, le rayonnement solaire et sa composition, l’orientation ainsi que le gisement
solaire en Algérie et on a terminé par présentée les résultats de site Internet de Centre de
Développement des Energies Renouvelable.
(a)
(b)
Chapitre II : Généralité des systèmes PV
22
Chapitre II : Généralité des systèmes PV
II.1 Introduction
Produire de l'électricité est aujourd'hui à la portée de chacun. Bien comprendre le
photovoltaïque c'est essentiel [4].
Parmi les différents systèmes utilisant des sources d'énergie renouvelables, le
photovoltaïque (PV) s'avère prometteur en raison de ses qualités intrinsèques : ses frais de
fonctionnement sont très réduits (le combustible est gratuit), ses exigences d'entretien sont
limitées, il est fiable, silencieux et relativement facile à installer. De plus, dans certaines
applications autonomes, le photovoltaïque est très pratique comparé à d'autres sources
d'énergie, en particulier dans les endroits difficiles d'accès et peu rentables pour l'installation
de lignes électriques traditionnelles [10].
Les systèmes photovoltaïques peuvent ainsi alimenter des petits équipements portables
(montres, calculatrices, …), des applications en site isolé (habitations éloignées du réseau
électrique, équipements de télécommunication, électrification rurale) et peuvent être
raccordées au réseau électrique.
Dans ce chapitre, on présente une étude descriptive générale des systèmes photovoltaïques,
leurs types et leurs compositions. Ensuite, le principe de la conversion PV et les caractéristiques
courant-tension (I-V) de la cellule PV.
Chapitre II : Généralité des systèmes PV
23
II.2. La cellule photovoltaïque
II.2.1. Définition
Les cellules photovoltaïques ou Les photopiles sont des composants optoélectroniques qui
transforment directement la lumière solaire en électricité par un processus appelé « effet
photovoltaïque » [21].
Cette transformation est basée sur les trois mécanismes suivants : Absorption des photons
(dont l'énergie est supérieure au gap) par le matériau constituant le dispositif ; Conversion de
l'énergie du photon en énergie électrique, ce qui correspond à la création des pairs
électrons/trous dans le matériau semi-conducteur ; Collecte des particules générées dans le
dispositif [22].
Elles sont réalisées à l'aide de matériaux semi-conducteurs, c'est à dire ayant des propriétés
intermédiaires entre les conducteurs et les isolants [3].
Le fonctionnement de la photopile est basé sur les propriétés électroniques acquises par le
silicium quand des atomes étrangers en petit nombre (des impuretés) sont substitués à des
atomes de silicium dans un réseau cristallin : c'est ce que l'on appelle le dopage : c'est une
technique qui est utilisée pour tous les semi- conducteurs. Donc, le but de la structure photo-
voltaïque, c’est de créer un champ électrique interne [22].
Dans la figure II.1 un échantillon schématique d’une configuration de la cellule solaire, Elle
se compose d’un abri du verre (g), un encapsulant (e), et un métal en arrière contact (m) afin
de réduire les pertes par réflexion du rayonnement incident [23].
Figure II.1 : présentation schématique d’une cellule solaire [23].
II.2.2. Les semi-conducteurs extrinsèques
Pour augmenter la conductivité des semi-conducteurs on y introduit des impuretés. Ce
procédé est appelé dopage [7].
Chapitre II : Généralité des systèmes PV
24
Dopage de type N
On remplace un atome de silicium par un atome pentavalent. Quatre d’entre eux assurent
les liaisons avec les atomes voisins de silicium et le cinquième resté disponible va être excité
vers la bande de conduction très facilement par l’agitation thermique. D’où le nombre
d’électron libre qui va fortement augmenter ; dans ce cas le nombre de trou est très inférieur au
nombre d’électron libre. On obtient ainsi un cristal dopé N (négatif) voir figure II.2 [7].
Figure II.2 : Semi-conducteurs de type N (avec l’électron en trop) [7].
B. Dopage de type P
De la même façon on introduit des atomes trivalents, ses trois électrons vont assurer les
liaisons covalentes avec trois atomes voisins mais laisser un trou au quatrième (voir figure
II.3). Ce trou se déplace de proche en proche dans le cristal pour créer un courant. Ici le
nombre de trous est très supérieur au nombre d’électrons libres du cristal intrinsèque, on
obtient donc un cristal dopé P (positif), les impuretés utilisées sont souvent du Bore [24].
Figure II.3 : Semi-conducteur de type p (avec le déficit d’électron) [7].
II.2.3. La jonction PN
Une jonction PN est l’accolement d’une région dopé P et d’une région dopée N. Lors de cet
assemblage les porteurs de charges libres s’attirent et se recombinent dans la zone de jonction
où les porteurs libres disparaissent : c’est la zone de transition (figure II.4).
Chapitre II : Généralité des systèmes PV
25
Il ne reste donc plus que les ions dans cette zone qui vont créent un champ électrique
interne au niveau de la jonction et qui empêche les charges libres restantes dans chaque zone
de traverser la jonction pour se recombiner [7].
Figure II.4 : Jonction PN [7].
II.3. L’effet photovoltaïque
L’effet photovoltaïque est un phénomène physique propre à certains matériaux appelés
semi-conducteurs qui produisent de l’électricité lorsqu’ils sont exposés à la lumière.
L’effet photovoltaïque constitue la conversion directe de l'énergie du rayonnement solaire
en énergie électrique au moyen de cellules généralement à base de silicium. Pour obtenir une
puissance suffisante, les cellules sont reliées entre elles et constituent le module solaire.
L’effet photovoltaïque, c’est-à-dire la production d’électricité directement de la lumière. fut
observée la première fois, en 1839, par le physicien français Edmond Becquerel. Toutefois, ce
n’est qu’au cours des années 1950 que les chercheurs des laboratoires Bell, aux Etats-Unis,
parvinrent à fabriquer la première cellule photovoltaïque [22].
II.4. Les différentes technologies des cellules photovoltaïques
Les cellules photovoltaïques sont constituées de semi-conducteurs à base de silicium (Si),
de germanium (Ge), de sélénium (Se), de sulfure de cadmium (CdS), de tellurure de cadmium
(CdTe) ou d'arséniure de gallium (GaAs).
Le silicium est actuellement le matériau le plus utilisé pour fabriquer les cellules photovol-
taïques, car il est très abondant dans la nature. On le trouve dans la nature sous forme de pierre
de silice. La silice est un composé chimique (dioxyde de silicium) et un minéral de formule
SiO2. Il est le principal constituant des roches sédentaires détritiques (sables, grès) [25].
Chapitre II : Généralité des systèmes PV
26
II.5. Les types des cellules à base de silicium
a) Cellule au silicium monocristallin
Pour ce genre d’applications technologiques, le silicium pur est obtenu à partir de la silice
de quartz ou de sable par transformation chimique métallurgique. Le silicium a un rendement
électrique et une durée de vie de l’ordre de deux fois celle du silicium amorphe, mais il est
nettement plus cher [3].
Elles ont le meilleur rendement (de 15 à 20% voir jusqu’25% en laboratoire) [26].
Figure II.5 : Cellule au Silicium Monocristallin [3].
b) Cellule au silicium poly-cristallin
Le silicium poly-cristallin est un matériau composé de cristaux juxtaposés obtenus par
moulage. Ce matériau est moins coûteux (que le monocristallin). Les cellules carrées ou rec-
tangulaires sont faciles à utiliser [3].
Cependant leur rendement est plus faible (de 12% à 16% voir jusqu’à 20en laboratoire)
[26].
Figure II.6 : Cellule au Silicium Poly-cristallin [7].
c) Cellule au silicium amorphe :
Le silicium absorbe le rayonnement solaire jusqu’à 100 fois mieux qu’en état cristallin ;
les cellules sont constituées par des couches très minces [3].
Elles ont un faible rendement (de 5% à 8% voir jusqu’13% en laboratoire), mais ne
nécessitent que de très faibles épaisseurs de silicium et ont un coût peu élevé. Elles sont
Chapitre II : Généralité des systèmes PV
27
utilisées couramment dans de petits produits de consommation telle que des calculatrices
solaires ou encore des montres [6].
L’avantage de ce dernier type est le fonctionnent avec un éclairement faible (même par
temps couvert ou à l’intérieur d’un bâtiment) [6].
Figure II.7 : Cellule au Silicium amorphe (couche mince) [8].
II.6. Module photovoltaïque
II.6.1. Définition
Afin d’augmenter la tension d’utilisation, les cellules PV sont connectées en série. La
tension nominale du module est habituellement adaptée à la charge, les modules ont
généralement 36 cellules. De plus, la fragilité des cellules au bris et à la corrosion exige une
protection envers leur environnement et celles-ci sont généralement encapsulées sous verre ou
sous composé plastique. Le tout est appelé un module photovoltaïque [11].
Les modules peuvent également être connectés en série et en parallèle afin d’augmenter la
tension et l’intensité d’utilisation. Toutefois, il importe de prendre quelques précautions car
l’existence de cellules moins efficaces ou l’occlusion d’une ou plusieurs cellules (dues à de
l’ombrage, de la poussière, etc.) peuvent endommager les cellules de façon permanente [11].
Typiquement une cellule photovoltaïque produit moins de 2 watts sous approximativement
0,5 Volt. En effet pour produire plus de puissance, les cellules solaires sont assemblées pour
former un module Figure II.8.Les cellules sont en soudant le contact avant de chaque cellule
au contact arrière de la suivante. Ces cellules sont protégées d’humidité, des chocs et des nui-
sances par encapsulation dans un polymère EVA (éthylénevynil- acétate) et protégé sur la sur-
face avant d’un verre, trempé à haute transmission et de bonne résistance mécanique, et sur la
Chapitre II : Généralité des systèmes PV
28
surface arrière d’une ou de polyéthylène. Les modules actuels sont généralement composés de
36 cellules (18 V) ou 72 cellules PV en série (36 V) [3].
-+
Figure II.8 : Câblage des cellules dans un module [8].
II.6.2. Zones De Fonctionnement De la cellule PV
La caractéristique fondamentale du générateur photovoltaïque donnée pour un éclairement et
une température donnée, n’impose ni le courant ni la tension de fonctionnement, seule la courbe (I-
V) est fixée. C’est la valeur de la charge aux bornes du générateur qui va déterminer le point de
fonctionnement du système photovoltaïque. La figure II.9 représente trois zones essentielles [6]:
- La zone (I) : où le courant reste constant quelle que soit la tension, pour cette région, le
générateur photovoltaïque fonctionne comme un générateur de courant ;
- La zone (II) : correspondant au coude de la caractéristique, la région intermédiaire entre les
deux zones précédentes, représente la région préférée pour le fonctionnement du
générateur, où le point optimal (caractérisé par une puissance maximale) peut être
déterminé ;
- La zone (III) : qui se distingue par une variation de courant correspondant à une tension
presque constante, dans ce cas le générateur est assimilable à un générateur de tension.
Chapitre II : Généralité des systèmes PV
29
Figure II.9 : Les différentes zones de la caractéristique (I-V) [7].
II.7. Caractéristiques d’un module
Les modules sont généralement des parallélépipèdes rectangles rigides minces (quelques
centimètres d’épaisseur), dont les caractéristiques suivantes :
La puissance de crête, Pc : Puissance électrique maximum que peut fournir le module
dans les conditions standards (25°C et un éclairement de 1000 W/m²) [3].
Tension à vide, Vco : Tension aux bornes du cellule en l’absence de tout courant, pour
un éclairement " plein soleil ", c’est-à-dire lorsque le pôle (+) et le pôle (−) sont isolés
électriquement de tout autre circuit électrique (figure II.10) le courant la traversant est
alors nul. Dans ce cas, la puissance fournie par la cellule P = V × I est nulle.
Figure II. 10 : Tension en circuit ouvert [7].
Courant de court-circuit, Icc : Courant débité par un module en court-circuit pour un
éclairement " plein soleil "c’est-à dire lorsque le pôle (+) est relié au pôle (−) la
Chapitre II : Généralité des systèmes PV
30
tension à ses bornes est alors nulle (voir figure II.11). Dans ce cas, la puissance fournie
par la cellule P = V × I est nulle [7].
Figure II. 11 : Courant de court-circuit [7].
Point de fonctionnement optimum : Le but recherché par tous les utilisateurs de
générateur photovoltaïque est que l’énergie produite soit la plus optimale possible.
Pour l’éclairement considéré, le point de puissance maximale MPPT représente le point
où la puissance de la cellule est maximale. Ce point, est associé à une tension
maximale Vmpp et à une intensité maximale Impp. C’est cette puissance qui sera
toujours recherchée par des régulateurs de charge afin d’optimiser la charge de la
batterie et le fonctionnement du générateur [3].
Rendement : Le rendement des cellules PV désigne le rendement en puissance. Il est
défini comme étant le rapport entre la puissance maximale délivrée par la cellule et la
puissance lumineuse incidente [7] :
(II.1)
Avec :
E : Eclairement (W/m²)
S : Surface de la cellule (m²)
Pc : Puissance maximum
Ce rendement peut être amélioré en augmentant le facteur de forme, le courant de
court-circuit et la tension à circuit ouvert. Le rendement de conversion est un paramètre
essentiel. En effet, la seule connaissance de sa valeur permet d'évaluer les
performances de la cellule [7].
Facteur de forme : Le facteur de forme (FF) est défini comme le rapport entre la
puissance maximale que Peut délivrer la cellule notée Pmpp et la puissance formée par
le produit (Icc × Vco), Ce qui nous donne la relation suivante [7] :
(II.2)
Chapitre II : Généralité des systèmes PV
31
II.8. Le Systèmes photovoltaïque
II.8.1. Définition
Le système photovoltaïque est constitué par une source d’énergie (générateur
photovoltaïque), une interface de puissance (les convertisseurs statiques CC-CC et CC-CA
avec un système de commande) et une charge. Le rôle principal du convertisseur statique est
de faire une adaptation d’impédance de sorte que le générateur délivre le maximum d’énergie
[27].
II.8.2. Types d’un système solaire photovoltaïque
Les systèmes photovoltaïques sont actuellement divisés en trois catégories : Autonome,
hybride et raccordé au réseau électrique.
II.8.2.1. Système autonome
Le rôle des systèmes autonomes est d'alimenter un ou plusieurs consommateurs situés dans
Une zone isolée du réseau électrique. Les systèmes photovoltaïques autonomes sont
actuellement divisés en deux types [28].
II.8.2.1.1. Système autonome sans batterie
Ce type de système ne requiert pas de stockage d’électricité, soit parce que la production
d’énergie des cellules est suffisante sous un faible éclairage (exemple : calculatrice), soit que
le temps de fonctionnement de la charge n’est pas critique (ex. : pompage photovoltaïque : le
Réservoir d’eau sert de stockage) [3].
Figure II.12 : Exemple d’un système PV autonome sans batterie [3].
Chapitre II : Généralité des systèmes PV
32
II.8.2.1.2. Système autonome avec batterie
C’est le système photovoltaïque le plus commun. Le champ PV sert de chargeur pour la
batterie. L’électricité peut alors être utilisée en tout temps. (Ex. l’éclairage d’une maison dans
la nuit) [3].
Figure II.13 : Exemple d’un système PV autonome avec batterie [3].
II.8.2.2. Système hybride
Un système hybride à sources d'énergie renouvelables (SHSER) est un système électrique,
comprenant plus d'une source d’énergie, parmi lesquelles une au moins est renouvelable. Ce
type de système s’applique particulièrement bien à des sites éloignés où il est important
d’avoir de l’électricité à tout moment, où les coûts de transport du carburant sont élevés et où
il n’est pas encore rentable d’utiliser le système photovoltaïque seul avec les batteries.
Ils sont souvent utilisés pour de très nombreuses applications d’intérêt sensible et
stratégique comme les relais de télécommunication, les postes frontaliers, l’habitat isolé, etc.,
hors réseau d’électricité conventionnelle [21].
Figure II.14 : Exemple d’un système PV hybride [3].
Chapitre II : Généralité des systèmes PV
33
II.8.2.3. Système raccordé au réseau électrique
Le système photovoltaïque est couplé directement au réseau électrique à l’aide d’un
convertisseur Courant Continu/Courant Alternatif (CC-CA). Étant donné que l’énergie est
normalement emmagasinée dans le réseau même. La Figure II.15 montre les deux types
d’installations existantes pour l’injection de la production solaire [3] :
Figure II.15 : Système PV raccordé au réseau [29].
II.8.2.3.1. Injection de la totalité de la production
L’énergie produite par les modules est directement injectée sur le réseau électrique. Les
périodes d’injections sur le réseau correspondent aux périodes de production photovoltaïque
[3].
II.8.2.3.2. Injection du surplus de production
L’énergie produite par les modules est directement consommée sur place par les charges.
L’éventuel surplus de production par rapport à la consommation instantanée est injecté sur le
réseau [3].
Figure II.16 : Les deux types d’installations existantes pour l’injection de la production solaire [3].
Chapitre II : Généralité des systèmes PV
34
II.9. Système de stockage
Les photo-générateurs ne produisent de l’énergie que s’ils sont exposés à la lumière.
L'énergie produite par les panneaux photovoltaïques est stockée dans les batteries solaires.
Ces batteries permettent ainsi d’assurer l'alimentation électrique pour une durée
relativement longue (jour, nuit, ciel couvert).
Les batteries sont, d’habitude, du type plomb – acide. Les batteries nickel – cadmium sont
rarement utilisées. Il y a d’autres formes de stockage, mais peu utilisées, comme le pompage
de l’eau, les volants d’inertie et le stockage de l’hydrogène [30].
Le stockage électrique caractérisé par [7] :
- Sa capacité en Ah (1Ah=3600 Coulomb) ou en Wh (1Wh = 3600 J) qui représente la
quantité de courant qui peut être extraite d’une électrode via l’électrolyte et matériaux
actifs des électrodes sur une charge ;
- Le niveau de charge des batteries solaires ne doit être ni trop bas (pas en dessous
de40%) ni trop haut (ne pas dépasser 95%). Dans les deux cas, la batterie se détériore
et sa durée de vie baisse beaucoup ;
- Il est risqué de brancher une batterie solaire directement sur un panneau so-
laire,(d'endommager la batterie) si son niveau de charge dépasse les 90%. C'est pour
cela qu'il est vivement recommandé d'installer un régulateur solaire entre le panneau et
la/les batteries.
Figure II.17 : batterie PV.
II.10. Système de régulation
Le régulateur de charge dans un système photovoltaïque est le composant de jonction entre
le générateur solaire, la batterie de stockage et les consommateurs intervenant dans le système.
Il a pour rôle de protéger la batterie contre les surcharges et les décharges profondes et assure
Chapitre II : Généralité des systèmes PV
35
de ce fait et le mieux possible le bon fonctionnement de la batterie ainsi que la gestion du
système autonome solaire PV [31].
Donc, l’importance d’un régulateur de charge dans un système photovoltaïque autonome
n’est plus à discuter. Il doit cependant être réalisé avec le plus grand soin pour répondre aux
exigences de coût, de simplicité, de généralité et de fiabilité [32].
Comme son nom l’indique, le régulateur de charge/décharge régule les charges et les
décharges de la batterie. Si la batterie était à pleine charge et que les modules continuaient de
lui fournir de l’énergie, il y aurait alors surcharge et la batterie se détériorerait. De même, il est
recommandé de ne pas vider entièrement une batterie. Ainsi, même s’il s’agit d’une batterie à
décharge profonde, il vaut mieux ne pas descendre en dessous de 50% à 80% de décharge pour
ne pas trop la dégrader. Le régulateur augmente donc sa durée de vie en lui évitant des états
extrêmes [10].
Figure II.18 : régulateur de charge.
a) Connexion d’un régulateur de charge
Avant d’être raccordé, le régulateur doit être fixé à son emplacement définitif. Pour les
branchements, il faut se munir de câbles électriques adaptés à sa puissance : la section du câble
doit être plus ou moins grande en fonction de l'intensité pour limiter les pertes par « effet de
joule » Les bornes du régulateur sont généralement étudiées pour des sections allant jusqu'à 16
mm².
Les sections minimales sont fonctions de l’ampérage du régulateur [33] :
I <= 10 A, section minimum de 1,5 mm² ;
10 < I <= 20 A, section minimum de 2,5 mm² ;
20 < I <= 30 A, section minimum de 4,0 mm².
Il est recommandé d'intégrer un fusible externe entre la batterie et le régulateur pour
empêcher tout risque de court-circuit. Il doit être d’un ampérage au moins égale à celui
Chapitre II : Généralité des systèmes PV
36
données par les caractéristiques du régulateur. Ce fusible devra être au plus près des pôles de
la batterie.
Figure II.19 : Connexion d’un régulateur [10].
(a) (b)
Figure II.20 : Exemples de montage d'une installation solaire autonome en 12V et 24V [34].
(a) Exemple :
- 2 panneaux solaires de 60W (12V-5A) = 120W (12V-10A) ;
- 2 batteries de 50Ah-12V = 100Ah-12V (1200Wh).
(b) Exemple :
Chapitre II : Généralité des systèmes PV
37
- 2 panneaux solaires de 60W (12V-5A) = 120W (24V-5A) ;
- 2 batteries de 50Ah-12V = 50Ah-24V (1200Wh).
b) Types de régulateurs de charge
Selon la taille de l’installation photovoltaïque, il existe quatre types de régulateurs de
charge/décharge à savoir [10] :
Le régulateur shunt
Le régulateur détecte la tension de la batterie en sortie, si cette tension atteint un seuil
prédéfini, 14.4 volts, il va dériver le courant du panneau solaire vers une résistance de
faible valeur, court-circuit du panneau solaire, ce qui va faire chauffer le régulateur.
Quand le panneau solaire est court-circuit, cycle de non charge, la tension de la batterie
diminue alors jusqu’à ce que le régulateur permette à nouveau au panneau solaire de la
recharger, ceci va créer un cycle de charges / non charge, plus la batterie est chargée, et
plus les périodes de non charge sont fréquentes. La régulation par court-circuit, n’est
utilisée que pour de petites installations.
Figure II.21 : Schéma d’un régulateur shunt [10].
Typiquement le régulateur shunt peut fonctionner selon deux techniques de contrôle [10] :
1. La deuxième méthode «shunt linear design», si la tension Vbat atteint la valeur VR,
l'élément shunt interrompe le courant de charge d'une manière linéaire, figure (II.22.a)
afin de maintenir la tension Vbat à une tension fixe ;
2. La première technique est une simple interruption «on/off» «shunt interrupting
design», quand la tension Vbat atteint la tension de régulation VR, le régulateur
déconnecte complètement la batterie du panneau photovoltaïque, puis il la reconnecte
si sa tension diminue à la valeur VARV (arrayre connect voltage). Cette opération
Chapitre II : Généralité des systèmes PV
38
continue de cette manière jusqu'à ce que la batterie s’approche de la pleine charge fi-
gure (II.22.b).
Figure II.22 : Techniques de fonctionnement d’un régulateur shunt [10].
Le Régulateur série
Un circuit va mesurer la tension aux bornes de la batterie (par exemple batterie à 12V) si
cette tension atteint un seuil prédéfini, 14.4 volts, le circuit va déconnecter la batterie du
système de charge, ceci évite l'échauffement du régulateur solaire, dès que la tension aux
bornes de la batterie tend à descendre le régulateur reconnecte la batterie au système.
Régulation en circuit ouvert, c'est un fonctionnement du type série, petites et moyennes
installations [10].
Figure II.23 : Schéma d’un régulateur série [10].
Le régulateur série peut fonctionner selon plusieurs méthodes soit :
1. Le régulateur déconnecte complètement la batterie du panneau photovoltaïque si sa
tension atteint la tension de régulateur VR, puis il la reconnecte si sa tension diminue à
la valeur VARV [35].
2. Par limitation linéaire du courant de charge afin de maintenir la tension de la batterie à
la valeur VR [10].
Chapitre II : Généralité des systèmes PV
39
Le Régulateur PWM
Un circuit va mesurer la tension aux bornes de la batterie (exemple d’une batterie 12V) si
cette tension atteint un seuil prédéfini, 14.4 volts, le circuit va déconnecter la batterie du
système de charge, ceci évite l'échauffement du régulateur solaire, dès que la tension aux
bornes de la batterie tend à descendre le régulateur reconnecte la batterie au système.
Régulation en circuit ouvert, c'est un fonctionnement du type série, petites et moyennes
installations [10].
c) Choix du régulateur
A partir de 15 watts, il faut installer un régulateur de charge. Celui-ci stabilise l’énergie
solaire et protège la batterie des surcharges. La diode anti-retour intégrée au panneau empêche
l’énergie de la batterie de repartir vers celui-ci. Il existe plusieurs modèles de régulateurs de
différentes puissances.
Pour bien choisir le régulateur de charge, deux points essentiels [10] :
la tension entre les panneaux et les batteries : le régulateur doit pouvoir accepter cette
tension (en général 12V, 24V ou 48V). Les régulateurs acceptent des plages de tension
plus ou moins larges ;
L’intensité maximale du régulateur : l'intensité du régulateur (exprimée en ampères)
doit être supérieure à l'intensité de court-circuit du ou des panneaux solaire auquel il
est relié. Cette donnée est indiquée sur la notice de chaque panneau. Il est recommandé
de prendre en plus une marge de sécurité de 10% à 20%.
II.11. Système de conversion
Un convertisseur d’énergie est un équipement que l’on dispose généralement soit entre le
champ PV et la charge (sans stockage avec charge en continu, il portera le nom de
convertisseur continu-continu), soit entre la batterie et la charge (il sera alors appelé onduleur
ou convertisseur continu-alternatif) [36]. L’onduleur est un élément essentiel d’une installation
photovoltaïque. C’est un dispositif d’électronique de puissance qui transforme l’énergie
électrique CC issue des modules PV en énergie électrique AC, directement utilisable
localement ou injectée sur le réseau. L’onduleur est généralement associé un redresseur qui
réalise la transformation du courant alternatif en courant continu et dont le rôle sera de charger
les batteries et d’alimenter le circuit en continu de l’installation en cas de longue période sans
soleil.
Chapitre II : Généralité des systèmes PV
40
L’installation d’un onduleur couple au réseau électrique se fait avec l’accord de
l’organisme de distributeur de l’énergie électrique pour des raisons de sécurité, un onduleur
couplé au réseau doit constamment surveiller ces perturbations et interrompre immédiatement
l’injection en cas de défaillance ou de coupure. Ceci est absolument nécessaire pour permettre
une intervention sans danger sur le réseau [37]. Les onduleurs connectés au réseau peuvent
être de type : onduleurs centralisés, ou onduleurs string, ou onduleurs modules (voir figure
II.24).
L’utilisation de chaque une dépend des paramètres d’installation et de branchement des
modules photovoltaïques : branchement en série ou en parallèle, degrés d’inclinaison
différents entre les modules, tension de sortie de l’installation, flux lumineux général, écart de
puissance entre les modules [7].
Figure II. 24 : Type d'onduleurs existants [7].
II.11.1. Onduleurs modulaires
Ce type d’onduleur vient se connecter directement à un module au niveau du boitier de
jonction (figure II.25). Les modules ainsi équipés sont connectés au niveau AC en parallèle
[7].
Chapitre II : Généralité des systèmes PV
41
Figure II. 25 : Onduleur modulaire (un onduleur par panneau) [7].
II.11.2. Onduleurs centralisés
Un onduleur centralisé de forte puissance transforme l’ensemble du courant continu produit
par un champ de cellules solaires en courant alternatif (Figure II.26). Le champ de cellules
solaires est en règle générale constitué de plusieurs rangées connectées en parallèle.
Chaque rangée est elle-même constituée de plusieurs modules solaires connectés en série.
Pour éviter les pertes dans les câbles et obtenir un rendement élevé, on connecte le plus
possible de modules en série [7].
Figure II.26 : Onduleur central [7].
II.11.3. Les onduleurs de string
L'onduleur String est le plus utilisé. Le plus souvent, huit (ou plus) de modules solaires sont
connectés en série (voir figure II.27). Comme une seule connexion série est nécessaire, les
coûts d'installation sont réduits. Il est important de noter qu'en cas d'ombrage partiel des
modules solaires, il n'y a pas de perte, l'emploi de diodes de by-pass est fortement
recommandé. Ces onduleurs qui peuvent parfois être installés en extérieur existent avec ou
Chapitre II : Généralité des systèmes PV
42
sans transformateur intégré. Les modèles sans transformateur ont de plus hautes efficacités de
conversion, les meilleurs modèles atteignant 98% contre 96% pour les modèles avec transfo, la
figure suivant montre un onduleur par string (rangée de modules en série) [7].
Figure II. 27 : Onduleur string [7].
II.12. Système de protection
Pour garantir une durée de vie importante d’une installation photovoltaïque destinée à
produire de l’énergie électrique sur des années, des protections électriques doivent être
ajoutées aux modules commerciaux afin d’éviter des pannes destructrices liées à l’association
de cellules en séries et de panneaux en parallèles. Pour cela, deux types de protections
classiques sont utilisés dans les installations actuelles (figure II.28) [7].
Figure II. 28 : Exemples d'association sécurisée de deux modules PV commerciaux en parallèles avec
leurs diodes de protections [7].
II.12.1. Diode by-pass
La diode by-pass est connectée en antiparallèle avec un groupe de cellules, afin de protéger
les plus faibles entre eux contre la polarisation inverse (voire la figure II.29) [7].
Chapitre II : Généralité des systèmes PV
43
Figure II. 29 : Module de 36 cellules protégé par deux diodes de by-pass [7].
La présence des diodes by-pass a donc permis d’améliorer la performance du module. Pour
des raisons technico-économiques, le nombre de diodes by-pass sur un module est
généralement limité à 5 (figure II.30) [7].
Figure II. 30 : l’emplacement de la diode by-pass (URAER).
II.12.2. Diode anti-retour
La diode anti-retour empêchant un courant négatif dans les GPV (voir figure II.31). Ce
phénomène peut apparaître lorsque plusieurs modules sont connectés en parallèle, ou bien
quand une charge en connexion directe peut basculer du mode récepteur au mode générateur,
par exemple une batterie durant la nuit [38].
Figure II. 31 : Principe d’une diode anti-retour [38].
Boitier de connexion 3 diodes By-Pass
Chapitre II : Généralité des systèmes PV
44
II.13. Avantages et Inconvénients de l’énergie PV
II.13.1. Les principaux avantages de l’énergie PV
- L’énergie PV est renouvelable et fiable car l’installation ne comporte pas de pièces
mobiles ;
- Le caractère modulaire des panneaux PV permet un montage simple et adaptable à des
besoins énergétiques divers. Les systèmes peuvent être dimensionnés pour des
applications de puissances allant du milliwatt aux centaines de mégawatts ;
- Le coût de fonctionnement est très faible vu les entretiens réduits et il ne nécessite ni
combustible, ni son transport, ni personnel hautement spécialisé ;
- La technologie PV présente des qualités sur le plan écologique car le produit fini est
non polluant et n’entraîne aucune perturbation du milieu ;
- Longue durée de vie des panneaux solaires et pas de risques électriques pour les
usagers.
II.13.2. Les inconvénients de l’énergie PV
- La fabrication du module PV relève de la haute technologie et requiert des
investissements d’un coût élevé ;
- Le rendement réel de conversion d’un module est faible, de l’ordre de 10-15 % avec
une limite théorique pour une cellule de 28%. Les générateurs PV ne sont compétitifs
par rapport aux générateurs diesel que pour des faibles demandes d’énergie en régions
isolées ;
- Lorsque le stockage de l’énergie électrique sous forme chimique (batterie) est
nécessaire, le coût du générateur est accru ;
- Le stockage de l’énergie électrique pose encore de nombreux problèmes ;
- Occupation d’un espace important pour les installations de grandes dimensions [39].
Chapitre II : Généralité des systèmes PV
45
II.14. Conclusion
Ce chapitre nous a permis de donner un aperçu général sur les systèmes photovoltaïques.
Dans la première partie on a donné une description de la cellule PV avec une classification des
systèmes photovoltaïques. La seconde partie du chapitre est consacrée aux composants du
système PV et les avantages et les inconvénients de l’énergie PV.
Dans le chapitre prochain, on présentera la modélisation et simulation du système PV avec
une étude expérimentale d’un lampadaire solaire.
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
46
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
III.1. Introduction
La modélisation est la conception d’un modèle selon son objectif et les moyens utilisés la
modélisation est dite mathématique, géométrique, mécaniste…etc. Elle nécessite généralement
d’être calée par des vérifications in situ lesquelles passent par le paramètre et le calibrage des
modèle utilités [26].
La simulation de la performance de système permet de tracer toutes les étapes de la
conversion d'énergie à travers le système, toutes les opérations de simulation sont faites par le
logiciel MATLAB/Simulink.
Dans ce chapitre, on va présenter deux circuits équivalents d’une cellule solaire afin de
tracer les caractéristique courant-tension (I-V) et puissance-tension (P-V) de la cellule PV en
montrant l’influence des conditions météorologiques (éclairement et température) et une étude
de modélisation du système photovoltaïque et simulation adapté par une commande MPPT
numérique. Ce système est comprend un module photovoltaïque, un convertisseur « CC-CC »,
une commande MPPT ainsi qu’une charge résistive. Dans un second temps, nous présentons
une étude expérimentale d’un lampadaire solaire installée au niveau de l’URAER.
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
47
III.2. Les modèles de la cellule PV
Une cellule solaire photovoltaïque est une diode électronique PN de grande surface qui,
exposée à la lumière (photons), génère une tension électrique (volts) [40]. Le comportement
des cellules photovoltaïques peut être modélisé avec un circuit équivalent. Ce circuit peut être
utilisé pour une cellule individuelle, pour un module se composant de plusieurs cellules. Nous
allons modéliser et simuler la cellule photovoltaïque, qui nous permettra de caractériser les
comportements du GPV dans les conditions souhaitées.
Il existe plusieurs modèles qui ont été proposés pour représenter une cellule PV, on
présentera deux modèles [7] :
- Modèle à une diode ;
- Modèle à deux diodes.
III.2.1. Modèle à une diode
Une cellule photovoltaïque idéale peut être décrite de manière simple comme une source
idéale de courant qui produit un courant proportionnel à la puissance lumineuse incidente, en
parallèle avec une diode (voir figure III.1).
Figure III. 1 : Schéma équivalent d’une cellule PV [7].
En addition au modèle idéal, le modèle réel tient compte des propriétés résistives de la
cellule qui sont modélisées par une résistance série mais aussi des courants de fuites
modélisées par une résistance shunt [41].
L’équation caractéristique est déduite d’une manière directe à partir de la loi de Kirchhoff :
(III.1)
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
48
- Iph photo-courant [A], proportionnel à l’éclairement E, avec correction selon T :
(III.2)
Avec :
E et : éclairement effective et de référence [W/m2] ;
T et : Température effective et de référence [K] ;
(Icc) : Le courant photonique sous condition de référence [A] ;
: Coefficient de température de Iph [A/K].
- Le courant de jonction Id (courant traversant la diode) est donné par :
(III.3)
- Le courant de saturation inverse de la diode en [A], est supposé variable avec la
température selon l’expression :
(III.4)
Où :
Eg est l’énergie de Gap de la cellule ;
(Eg de : Silicium cristallin = 1.12 eV, Silicium amorphe = 1,7 eV, CIS = 1.03 eV et
CdTe = 1.5 eV).
- Le courant dérivé par la résistance shunt est :
(III.5)
A partir de l’équation précédente, on obtient l’expression de courant I :
(III.6)
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
49
(III.7)
Avec :
I : Courant fourni par la cellule [A] ;
V ∶ Tension à la borne de la cellule [V] ;
: Tension thermique de la diode (V), Elle dépend de :
q : La charge électrique élémentaire 1.602 10−19 Coulomb [C] ;
K : Constante de Boltzmann = 1.38 10−23 [J/K] ;
T : Température de la cellule [K] ;
a : Le facteur d’idéalité de diode (1 à 2).
Pour un module :
(III.8)
ns : le nombre de cellules connectées en série ;
: Résistance série (Ω) ;
: Résistance shunts (ou parallèle) (Ω).
La résistance série et parallèle d’un module sont :
; (III.9)
Les conditions de référence E et Eréf : sont les conditions extérieures pour lesquelles sont
spécifiées les données de base utilisées pour l’établissement du modèle (Vco, Ico, Vmpp, Impp), se
sont, soient les spécifications du fabricant, toujours données aux STC (Standard Test
Conditions, 1000 W/m², 25°C, spectre AM1.5), soient des valeurs issues d’une mesure du
module [42].
III.2.2. Modèle à deux diodes
Dans ce modèle une diode supplémentaire est mise en parallèle au circuit du modèle simple
d’une diode (figure III.2) pour représenter les phénomènes de polarisation de la jonction P-N.
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
50
Ces diodes symbolisent la recombinaison des porteurs minoritaires, d’une part en surface du
matériau et d’autre part dans le volume du matériau [43].
Figure III. 2 : Schéma équivalent d’une cellule PV Modèle à deux diodes [7].
Ce modèle est plus exact que le modèle simple d’une diode (cette diode est incluse pour
fournir une courbe caractéristique (I-V) bien plus précise), mais en raison de la difficulté de la
résolution de l’équation du courant, le modèle simple d’une diode est préféré, Par la loi de
Kirchhof on obtient [44] :
(III.10)
Avec :
: Courant photonique ;
: Courant de diode 1 ;
: Courant de diode 2.
Le courant délivré à la charge sous une tension V est donné par la relation :
(III.11)
Avec :
: Courant d’obscurité de la première diode ;
: Courant d’obscurité de la deuxième diode ;
: Coefficient d’idéalité de la diode D1 ;
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
51
: Coefficient d’idéalité de la diode D2 ;
Iph : Courant photonique ;
Rs : La résistance série ;
Rsh : La résistance shunt.
Dans notre travail on se limite au modèle à une diode.
III.3. Modélisation du module PV
Le modèle de simulation du module PV, développé sous Matlab/Simulink® est présenté ci-
dessous. La première simulation a été effectuée avec les paramètres d’estimation du mémoire
[7] du panneau photovoltaïque. Les caractéristiques de ce module sont présentées dans le
tableau suivant :
Les valeurs des paramètres de module sont énumérées aux Tableau III.1 :
Tableau III.1 : les résultats obtenus après la simulation
Les résultats de l’estimation
Paramètres Méthode (expérimentale)
Résistance série Rs (Ω) 0.50
Résistance shunt Rsh (Ω) 82
Courant de saturation inverse (A) 6.43
Courant photonique (A) /
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
52
La Figure (III. 3) montre le Schéma de simulation de module PV en matlab /Simulink.
Figure III. 3 : Schéma de simulation de module PV en matlab /Simulink.
Les résultats de simulation du module photovoltaïque représentent par les figures (III.
4) à (III. 5). Ces figures représentent les caractéristiques (I-V) et (P-V) pour différentes
températures et différents éclairements.
Figure III. 4: Résultats de simulation des caractéristiques ((a) : (I-V)) et ((b) : (P-V)), pour
différentes températures et un éclairement G=1000W/m2.
La figure (III. 4) montre que la tension à vide d'un module photovoltaïque diminue avec
l’augmentation de la température du module PV. Le courant de court-circuit, par contre,
augmente légèrement avec la température du module PV (de la cellule solaire).
On peut remarquer sur la figure (b) que l’augmentation de la température se traduit aussi
par une diminution de la puissance maximale disponible.
G=1000W/m² G=1000W/m²
(a) (b)
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
53
Figure III. 5 : Résultats de simulation des caractéristiques ((a) : (I-V)) et ((b) : (P-V)), pour différents
éclairement et une température T=25°C.
La figure (III. 5) montre l’influence de l’éclairement sur les caractéristiques I-V et P-V.
A une température constante, on constate que le courant subit une variation importante,
mais par contre la tension varie légèrement. Car le courant de court-circuit est une fonction
linéaire de l’éclairement alors que la tension de circuit ouvert est une fonction logarithmique.
III.4. Validation Expérimentale
L’un des objectifs de ce travail est l’étude expérimentale du module PV dans des conditions
de fonctionnement réelles. Pour les essais sur terrain nous avons choisi un panneau solaire
(multi- cristallin) que nous avons installé sur le toit de l’unité de recherche appliquée en énergies
renouvelables (URAER) à Ghardaïa. Des mesures expérimentales ont été effectuées en utilisant
le panneau connecté au Solmetric I-V Curve Tracer avec SolSensorTM (voir Figure III.6). Il
mesure les courbes courant-tension (I-V) des panneaux photovoltaïques et compare
immédiatement les résultats aux prévisions des modèles PV intégrés.
La figure (III. 6) représente un schéma bloc représentatif du système de mesure utilisé dans
ce travail.
Un module PV ;
Capteurs (température et éclairement) ;
Charge électronique PVA 600 PV Analyser ;
Système d’acquisition des données.
T=25C° T=25C°
(a) (b)
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
54
Capteurs (température et éclairement). Module PV (Module KYOCER KC125).
Charge électronique PVA 600 PV Analyzer. Système d’acquisition des données (PC).
Figure III. 6 : Banc d’essais de caractérisation (URAER).
III.4.1. Résultats expérimentaux
Les figures (III. 7) et (III. 8) montres les courbes caractéristiques I-V (Courant-Tension) et
P-V (Puissance-Tension) obtenues pour un module PV (KYOCER KC125).
Figure III. 7 : Caractéristiques (I-V) expérimentale et simulé (KYOCER KC125).
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
55
Figure III. 8 : Caractéristiques (P-V) expérimentale et simulé (KYOCER KC125).
Nous constatons que le modèle est en bon accord avec les données expérimentales.
III.5. Les convertisseurs CC-CC (hacheurs)
Les hacheurs sont des convertisseurs du type continu-continu permettant de contrôler la
puissance électrique dans des circuits fonctionnant en courant continu avec une très grande
souplesse et un rendement élevé [45].
Les hacheurs présentent une partie essentielle dans le dispositif de commande d’un champ
photovoltaïque. Ils permettent de délivrer une tension continue variable à partir d’une source
de tension continue constante [2].
III.5.1. Les types des convertisseurs CC-CC
Les hacheurs CC-CC sont utilisés dans les systèmes d'énergie solaire pour adapter la source
continue à amplitude variable (panneau PV) à la charge qui demande en général une tension
CC constante. Les trois configurations de base sont [46] :
hacheur survolteur (hacheur survolteur ou parallèle) ;
hacheur dévolteur (ou série) ;
hacheur dévolteur- survolteur (hacheur série-parallèle).
Dans notre travail, on se limite au hacheur type survolteur qui est également connu sous le
nom d’élévateur de tension.
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
56
III.5.2. Hacheur survolteur (ou Boost)
Ce nom est lié au fait que la tension moyenne de sortie Vs est supérieure à celle de l’entrée
Ve Cette structure demande un interrupteur commandé et en parallèle avec la source, voir
(Figure III. 9).
Le montage le plus simple consiste à mettre périodiquement en court-circuit la résistance R
pendant une durée t = αtf bien déterminée, cette mise en court-circuit est assurée par un
hacheur branché en parallèle avec la résistance.
Ce hacheur comporte trois composants essentiels : Une inductance L, une capacité C et un
interrupteur qui peut prendre deux états, U=1 et U=0 [3].
Figure III. 9 : Schéma de principe d’un hacheur parallèle (survolteur) [3].
Pour un rapport cyclique « α » donné, et en régime de conduction continu, la tension
moyenne et le courant à la sortie sont donnés par [46] :
(III.12)
(III.13)
Le rapport cyclique α est compris entre 0 et 1 donc la tension de sortie Vs est
nécessairement supérieure à la tension d’entrée Ve [2].
Les équations (III.14) et (III.15) donnent respectivement l’expression de la capacité (qui a
pour rôle respectif de diminuer l’ondulation de la tension d’entrée et de sortie du hacheur) et de
l’inductance du filtre [47].
(III.14)
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
57
(III.15)
Dans ces relations :
α : le rapport de cycle ;
fs : la fréquence du mosfet ;
V : la limite de tension tolérable ;
I : la limite de courant tolérable ;
R : la résistance de la charge.
On s’aperçoit que le hacheur survolteur est le sujet de nombreuses réflexions et ressort le
plus fréquemment dans la littérature pour une conversion CC/CC. En effet en prenant en
compte les caractéristiques des différents hacheurs CC/CC, le survolteur, de par sa simplicité,
son faible coût et son rendement élevé, est la structure retenue pour réaliser la plupart
des hacheurs CC/CC photovoltaïques.
Dans le cas où la puissance générée du générateur photovoltaïque est plus forte il
faut intéresser à ce type d’hacheur pour augmenter la tension d’entrée de l’onduleur [3].
Egalement la fréquence du mosfet utilisée dans la littérature est généralement 50 kHz [47].
III.5.3. Etude du hacheur survolteur d’un système photovoltaïque
III.5.3.1. Représentation d’un hacheur survolteur PV
Dans ce cas, la tension d’entrée du hacheur survolteur représente la tension du module
photovoltaïque (la Figure III. 10) [3].
Figure III. 10 : Schéma d’un hacheur parallèle raccordé au générateur photovoltaïque [3].
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
58
L’étude qui suit est basée sur les hypothèses suivantes [2] :
La tension d’alimentation VPv est parfaitement continue et constante ;
La valeur du condensateur C est suffisamment grande afin de pouvoir considérer la
tension de sortie Vs comme continue et constante ;
Les composants sont idéaux.
La résistance à la sortie du panneau PV (Rpv) en fonction de α et Rch :
(III.16)
Dans les conditions optimales et pour une charge Rch égale la résistance de l’entrée Rpv, le
rapport cyclique (𝛼 = 0).
Aussi, le rapport cyclique α s’écrit en fonction des résistances Rpvet Rch :
(III.17)
Puisque le rapport α est inférieur à 1 (𝛼 < 1), le hacheur ne joue le rôle d’un élévateur que si
la charge Rch remplit la condition suivante :
Les déférents signaux des grandeurs de hacheur survolteur sont illustrés dans la figure (III.
11).
Figure III. 11 : Formes typiques des ondes du hacheur survolteur [3].
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
59
Pendant le fonctionnement du hacheur, le transistor sera commuté à une fréquence
constante fs avec un temps de fermeture ton = αTS et un temps d’ouvertures toff = (1‐α)Ts, où :
- TS =1/fs : est la période de commutation ;
- α : le rapport cyclique du commutateur [2].
III.5.3.2. Modélisation d’un hacheur survolteur
La modélisation de ce hacheur passe par l’analyse des différentes séquences de
fonctionnement que nous supposerons de durées fixées par la commande [3].
Selon l’état de l’interrupteur S, on peut distinguer deux séquences de fonctionnement [2] :
Première séquence de conduction [𝟎 à 𝜶𝑻] : lorsque l’interrupteur S est fermé et la
diode est polarisée en inverse (Vdiode = -Vs). Durant cette séquence, le courant traver-
sant l’inductance L va augmenter linéairement et une énergie stockée dans
l’inductance. La charge est totalement isolée du module PV ;
Deuxième séquence de conduction [αT à T] : lorsque l’interrupteur S est ouvert et la
diode est fermé. Durant cette séquence, la charge est reliée directement au module PV
à travers de l’inductance L.
Selon sa capacité de stockage de l’énergie et la durée relative de la période de
commutation, on peut distinguer trois régimes de conduction pour l’hacheur :
La conduction continue qui correspond au cas où le courant IL traversant l’inductance
ne s’annule jamais ;
La conduction discontinue qui correspond au cas où le courant IL traversant
l’inductance s’annule avant la prochaine phase active ;
La conduction critique qui définit la limite entre les deux modes de fonctionnement
précédents.
Dans la suite de cette étude seule le régime de conduction continue est envisagé [2].
III.5.4. Commande MLI du hacheur
Le signal de contrôle de l’interrupteur S par la technique MLI (modulation de largeur
d’impulsion) est le résultat de la comparaison entre le rapport cyclique α et celui généré par un
générateur triangulaire, ou en dent de scie, de fréquence fixée par le fonctionnement du
hacheur comme le montre la figure (III. 12) [2].
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
60
Figure III. 12 : Génération des impulsions de commande du hacheur [2].
La génération des impulsions de commande s’effectue comme suit :
Si α >Vds alors SB =1, l’interrupteur S est fermé (séquence 1) ;
Si α <Vds alors SB =0, l’interrupteur S est ouvert (séquence 2).
III.5.5. Technique de commande de l’PPM
III.5.5.1. Définition
Dans un système photovoltaïque comprenant une source photovoltaïque et une charge, la
recherche du point de fonctionnement optimal par des techniques d’optimisation représente
une étape importante. Cette technique de commande est souvent nommée dans la littérature
« Recherche du Point de Puissance Maximum » (PPM) [2].
Par définition, une commande PPM, associée à un étage intermédiaire d’adaptation, permet
de faire fonctionner un générateur PV de façon à produire en permanence le maximum de sa
puissance. Ainsi, quelque soient les conditions météorologiques (température et irradiation), et
quelle que soit la tension de la batterie, la commande du hacheur place le système au point de
fonctionnement maximum [48].
III.5.5.2. Hacheur Pour la poursuite du point de puissance maximum (PPM)
Pour la maximisation de puissance de la source PV, en intercalant un quadripôle
d’adaptation qui est un hacheur d’énergie CC-CC entre la source PV et la charge et avec le
contrôle rigoureux du rapport cyclique de ce dernier, Cette adaptation se réalise en cherchant
de façon automatique le PPM du panneau PV et un suivi continu de la puissance maximale est
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
61
assuré. Ce type de convertisseur est destiné à adapter à chaque instant l’impédance apparente
de la charge à l’impédance du champ PV correspondant au point de puissance maximal. Ce
système d’adaptation est couramment appelé PPM (Point de Puissance Maximum). Son
rendement se situe entre 90 et 95% [23].
La Figure (III. 13) représente la chaîne élémentaire de conversion photovoltaïque associée à
une commande PPM.
Figure III. 13 : Chaîne élémentaire de conversion photovoltaïque associée à une commande PPM.
On utilise le hacheur de type CC/CC dans la partie Contrôle du système photovoltaïque car
il est facile à contrôler par leurs rapports cyclique en utilisant un signal MLI. Ici, on utilise le
hacheur survolteur comme interface de puissance à contrôler par le régulateur PPM, afin
d’adapter la tension de sortie du hacheur à la tension requise par la charge [49].
Du fait du non linéarité de la caractéristique I-V, le circuit PPM oblige le système à
fonctionner en permanence sur le point à puissance maximale du générateur, une fois
l’éclairement ou la température change. Le hacheur capte alors la puissance électrique
absorbée selon une période d’échantillonnage, et commence à incrémenter ou décrémenter le
rapport cyclique α pour annuler le gradient de la puissance P [50].
En effet, ces dispositifs permettent aujourd’hui d’adapter et d’optimiser la production
photovoltaïque par le biais de hacheurs de puissance CC-CC insérés entre les modules
photovoltaïques et l’entrée de l’onduleur. Généralement, ces étages disposent de commandes
de gestion électrique plus ou moins complexes permettant d’adapter la tension PV à la tension
d’entrée de l’onduleur [3].
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
62
III.5.5.3. Le principe de fonctionnement du PPM d’un générateur PV
La commande PPM permet de chercher le point de fonctionnement optimal du module
photovoltaïque dans les conditions météorologiques variables. Ceci est basé sur la variation
automatique du rapport cyclique α du signal qui commande le convertisseur d’énergie, à une
valeur adéquate de manière à maximiser la puissance à la sortie du module [51].
Pour savoir l’efficacité de la technique du PPM, on définit le rendement PPM (𝜂PPM)
comme suit [3] :
(III.18)
Il donne le % de pertes de puissance d’un module PV (PIN), qui correspond à l’entrée de
l’étage d’adaptation, par rapport à la fourniture de la puissance maximale qu’il pourrait
produire (PMAX) [40].Pour transférer la puissance électrique produite, le mode de transfert
utilisé peut présenter plus ou moins un taux de pertes lié à sa constitution. Nous définissons
pour qualifier ces étages de conversion électrique-électrique et de transfert, le rendement de
conversion d’un étage d’adaptation noté (𝜂conv) permettant d’évaluer les pertes liées à la
conversion de puissance associée à l’étage d’adaptation [3].
Figure III. 14 : Chaine de conversion photovoltaïque.
Ce type de rendement dépend du temps et des conditions de fonctionnement. Il est
nécessaire, pour obtenir une grande précision sur cette grandeur, d’effectuer les mesures de
courant et de tension en entrée et en sortie de l’étage au même instant garantissant ainsi la
connaissance précise du transfert de puissance effectué à un instant donné.
(III.19)
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
63
Le rendement global de la chaîne de conversion photovoltaïque, noté (ηtotal), peut donc être
défini comme le produit des trois rendements précédemment définis sur le même intervalle de
temps.
(III.20)
Ce rendement traduit la capacité de la totalité d’une chaîne PV à produire plus ou moins de
l’énergie électrique. Cela permet également de comprendre la différence entre un rendement
effectué en laboratoire sur des matériaux et des cellules PV sous température et irradiation
contrôlées et le rendement réel des GPV installés fonctionnant en conditions réelles [40].
III.5.5.4. Différentes techniques d’PPM
Afin d’extraire Le maximum de puissance d’un panneau solaire, on peut raisonner sur
plusieurs et différentes méthodes de commandes PPM existent et font appel à des algorithmes
plus ou moins complexes en fonction des critères de précision et de rapidité exigés.
Certains systèmes sont précis mais peu rapides, d’autres sont plus rapides mais moins
efficaces. Les différentes méthodes de maximisation de puissance sont classées en deux
catégories : les méthodes indirectes et les méthodes directes [52].
III.5.5.4.1. Les méthodes indirectes
Les méthodes indirectes utilisent des bases de données regroupant les caractéristiques du
champ photovoltaïque dans différentes conditions climatiques (température, ensoleillement,
etc.) mais aussi des équations mathématiques empiriques permettant de déterminer le point de
puissance maximum.
Ces méthodes sont souvent propres à chaque type de panneau et donc difficile à généraliser.
Parmi elles, on peut citer [52] :
- la méthode d’ajustement de courbe ;
- la méthode « look‐up table » ;
- la méthode de la tension de circuit ouvert du générateur ;
- la méthode de court‐circuit.
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
64
III.5.5.4.2. Les méthodes directes
Les méthodes directes sont des méthodes qui utilisent les mesures de tension et de courant
du champ et dont l’algorithme est basé sur la variation de ces mesures.
L’avantage de ces algorithmes est qu’ils ne nécessitent pas une connaissance préalable des
caractéristiques du champ PV.
Parmi ces méthodes, on retrouve la méthode de différenciation, la méthode Perturbation &
Observation (P&O) et l’incrémentation de conductance.
Chacune de ces techniques à ces propres avantages et inconvénients du point de vue
simplicité, efficacité et robustesse [3].
Toutes ces méthodes sont présentées dans la référence [52].Dans notre travail, on se limite
à la méthode de Perturbation et observation (P&O), qui est facile, très simple à implanter, et de
bon rendement.
III.5.5.4.2.1. Méthode Perturbation & Observation (P&O)
III.5.5.4.2.1.1. Définition
C’est l’algorithme de poursuite du PPM le plus utilisé, et comme son nom l’indique il est
basé sur la perturbation du système par l’augmentation ou la diminution de 𝑉𝑟𝑒𝑓 où en agissant
directement sur le rapport cyclique du hacheur CC/CC, puis l’observation de l’effet sur la
puissance de sortie du panneau.
Si la valeur de la puissance actuelle P(k) du Panneau est supérieure à la valeur précédente
P(k-1), alors on garde la même direction de perturbation précédente sinon on inverse la
perturbation du cycle précédent [3].
III.5.5.4.2.1.2. Le fonctionnement de l’algorithme P&O
Le principe des commandes PPM de type P&O consiste à perturber la tension Vpv d’une
faible amplitude autour de sa valeur initiale et d’analyser le comportement de la variation de
puissance Ppv qui en résulte [2].
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
65
Figure III. 15 : Caractéristiques de fonctionnement de la méthode de P&O [2].
Ainsi, comme l’illustre la figure (III. 15) pour différentes zones de fonctionnement, on peut
déduire que si une incrémentation positive de la tension Vpv engendre un accroissement de la
puissance Ppv, cela signifie que le point de fonctionnement se trouve à gauche du PPM. Si au
contraire, la puissance décroît, cela implique que le système a dépassé le PPM. Un
raisonnement similaire peut être effectué lorsque la tension décroît. A partir de ces diverses
analyses sur les conséquences d’une variation de tension sur la caractéristique Ppv (Vpv), il est
alors facile de situer le point de fonctionnement par rapport au PPM, et de faire converger ce
dernier vers le maximum de puissance à travers un ordre de commande [2].
On résume cette figure dans quatre cas à savoir [2] :
Premier cas : ΔPpv > 0 et ΔVpv > 0
Dans ce cas le point de fonctionnement se trouve à gauche du PPM, en plus ΔVpv est
positive, on est donc dans la bonne direction. Pour la prochaine itération, on augmente
la tension du champ photovoltaïque. Ceci peut être réalisé par une diminution du
rapport cyclique. Soit donc :
(III.21)
Deuxième cas : ΔPpv > 0 et ΔVpv < 0
Le point de fonctionnement se trouve à droite du PPM, en plus ΔVpv est négative, la
recherche du PPM se fait dans la bonne direction. On va donc pour la prochaine
itération continuer à diminuer la tension (donc à augmenter le rapport cyclique). Soit
donc :
(III.22)
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
66
Troisième cas : ΔPpv < 0 et ΔVpv < 0
Le point de fonctionnement se trouve à gauche du PPM, et comme ΔVpv est négative
on se dirige dans le mauvais sens. Lors de la prochaine itération on doit corriger le sens
de la recherche en augmentant la tension. Soit donc :
(III.23)
Quatrième cas : ΔPpv < 0 et ΔVpv > 0
Le point de fonctionnement actuel est à droite du PPM, en plus ΔVpv est positive, la
recherche se fait donc dans la mauvaise direction. Pour la prochaine itération, on va
diminuer la tension (donc augmenter le rapport cyclique). Soit donc :
(III.24)
Figure III. 16 : Organigramme de l’algorithme perturbation et observation (P&O) [2].
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
67
La figure (III. 16) représente l’algorithme de la commande PPM de type P&O, où
l’évolution de la puissance est analysée après chaque perturbation de tension. Pour ce type de
commande, deux capteurs (courant et tension du champ PV) sont nécessaires pour déterminer
la puissance du champ PV à chaque instant. Avec cet algorithme la tension de fonctionnement
Vpv est perturbée à chaque cycle du PPM. Dès que le PPM sera atteint , Vpv oscillera autour de
la tension idéale Vmpp de fonctionnement. Ceci cause une perte de puissance qui dépend de la
largeur du pas d’une perturbation simple [53].
III.6. Simulation du système PV
Après avoir modélisé le champ PV et connecté celui-ci au hacheur survolteur, nous avons
effectué la simulation de son fonctionnement. Pour cela nous avons implémenté les modèles
obtenus dans Simulink. Une commande PPM a été insérée à l’aide des blocs programmés sous
Simulink.
La commande PPM permet de se situer à tout moment de l’ensoleillement à la puissance
maximale de notre système PV [53].
Figure III. 17 : Schéma de simulation du système globale en Matlab.
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
68
La figure (III. 18) illustre le bloc schématique de SIMULINK de la commande de poursuite
PPM et le Schéma bloc de modulation à largeur d’impulsion (MLI).
Figure III. 18 : Schéma bloc de la commande PPM « P&O » et MLI.
III.6.1. Résultats de simulation et analyses
Les performances de la commande PPM ont été testées par simulation sur un système PV
alimentant une charge résistive.
Profil fixe G=1000W/m2, T=25°C, R=10Ω)
On effectue la simulation du système dans les conditions standards (G=1000W/m²,
T=25°C) pour extraire la puissance optimale de notre système.
La figure (III.19) montre le résultat de la simulation du système PV avec PPM.
(b)
(a)
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
69
Figure III. 19 : Résultats de simulation du système PV avec une commande PPM P&O pour
(G=1000W/m2
, T=25°C, R=10Ω) : (a) Puissance du module Ppv , (b) Tension du module Vpv (V), (c)
courant de module Ipv(A), (d) Tension de sortie de survolteur V0 (V).
Figure III. 20 : Résultat de simulation de la puissance de survolteur pour (G=1000W/m2
, T=25°C,
R=10Ω).
La puissance suit bien sa référence (puissance maximale donnée par le constructeur
Pmax=125W) sans dépassement et l'algorithme répond avec sucées au profil donné.
Donc la tension du module PV après l’utilisation de la technique de recherche de
l’PPM représente la tension maximale (17.26V).
La chute relative de la tension de module PV est de 0.8%.
On remarque que L’hacheur survolteur fournie une tension supérieure à celle fournie
par le module photovoltaïque.
(c)
(d)
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
70
Profil variable : G=1000W/m², G`=500W/m² et G``=800W/m2
Pour avoir l’efficacité de la commande PPM et la relation entre l’éclairement et la
puissance du module PV, on a simulé notre système à un profil variable G=1000W/m²,
G`=500W/m² et G``=800W/m2
avec une température T=25°C et une résistance fixe
R=10Ω. Les résultats obtenus sont représenté sur la figure (III. 21) et Figure (III. 22).
Figure III. 21 : Résultats de simulation du système PV avec une commande PPM P&O pour
(G=1000W/m2
, G`=500W/m2
G``=800W/m2
) et une température fixe (T=25°C) et R=10Ω : (a)
puissance du module Ppv , (b) Tension du module Vpv (V), (c) courant de module Ipv(A), (d) Tension de
sortie de survolteur V0 (V).
(a)
(b)
(c)
(d)
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
71
Figure III. 22 : Résultat de simulation de la puissance de survolteur pour (G=1000W/m2
, G`=500W/m2
G``=800W/m2
) , une température fixe (T=25°C) et R=10Ω.
D’après ces résultats on peut conclure que :
notre système est efficace et l’algorithme du PPM est bien fonctionnel ;
la variation de l’éclairement a un effet remarquable sur le fonctionnement du système.
Profil fixe (augmentation de la charge):
Les figures suivante montre la robustesse de la commande MPPT par rapport a la
variation de la charge.
Pour : G=1000W/m² T=25C° R=100Ω
Les résultats obtenus sont représenté sur la figure (III. 23) et Figure (III. 24).
(a)
(b)
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
72
Figure III. 23 : Résultats de simulation du système PV avec une commande PPM P&O pour un profil
fixe et R=100Ω : (a) puissance du module Ppv , (b) Tension du module Vpv (V), (c) courant de module
Ipv(A), (d) Tension de sortie de survolteur V0 (V).
Figure III. 24 : Résultats de simulation du système PV avec une commande PPM P&O pour un profil
fixe et R=100Ω : (a) puissance de survolteur Ps , (b) courant de charge IL(A)
(c)
(d)
(a)
(b)
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
73
Pour : G=1000W/m² T=25C° R=10Ω
Les résultats obtenus sont représenté sur la figure (III. 25) et Figure (III. 26).
Figure III. 25 : Résultats de simulation du système PV avec une commande PPM P&O pour
(G=1000W/m2
, T=25°C, R=10Ω) : (a) Puissance du module Ppv , (b) Tension du module Vpv (V), (c)
courant de module Ipv(A), (d) Tension de sortie de survolteur V0 (V).
Figure III. 26 : Résultat de simulation de la puissance de survolteur pour (G=1000W/m2
, T=25°C,
R=10Ω).
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
74
III.7. Etude expérimentale d'un lampadaire solaire
C’est un système qui n'est pas reliée au réseau électrique se comporte de :
- Module photovoltaïque qui assemblée en série/parallèle, produisent grâce à l'énergie
solaire un courant électrique continu ;
- L'énergie solaire captée par le module est soit stockée dans des batteries et utilisable
ultérieurement, servant la nuit ou pendant des périodes à ciel couvert ou dans le cas
insuffisance d’énergie solaire ;
- Le régulateur veille à la charge des batteries dans des conditions optimales afin de
garantir une durée de vie plus élevée ;
- L’utilisation de l’énergie, elle se compose essentiellement d’un ou plusieurs récepteurs
DC (appelés aussi charges.).
III.7.1. Les outils d'essais
III.7.1.1 Caractéristiques géographiques du site Ghardaïa
Les données utilisées dans ce mémoire sont relatives au site de Ghardaïa. Sur le Tableau
III.2, sont représentées les caractéristiques géographiques de ce site.
Tableau III.2 : les caractéristiques géographiques du site Ghardaïa.
site latitude (°) longitude (°) altitude (m) Albédo
Ghardaïa 32.38 3.82 520 0.3
La figure (III. 27) représente un Banc d’essais installés au sein d'Unité de Recherche
Appliquée en Energies Renouvelables (URAER). Le système de mesure utilisé dans ce travail
compose de :
Module PV (Module KYOCER KC125);
Régulateur crépusculaire ;
Système d’acquisition ;
Batterie (12V-100A) ;
Lampe Eclairage Publique solaire LED S54-360(DC12-24).
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
75
Module PV (Module KYOCER KC125) Régulateur crépusculaire
Système d’acquisition Batterie (12V-100A)
Lampe Eclairage publique solaire (LED S54-360(DC12-24)
Figure III. 27 : Banc d’essais (URAER)
III.7.2.Quelques données expérimentales de système photovoltaïque étudié
Afin d'enrichir notre étude et trouver toutes les informations et les paramètres pouvant
influencés le fonctionnement de notre système, nous avons relevé quelques valeurs
expérimentales qu'on doit prendre en considération.
Dans ce travail, les données utilisées sont des mesures réalisées au niveau de l’unité de
recherche appliquée en énergies renouvelables de Ghardaïa. On a choisi deux jours : 18
Septembre 2018 (journée ciel nuagée,défavorable) ,19 Septembre 2018 ( journée ciel claire,
favorable).
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
76
Les données des résultats expérimentaux sont ôte par la station métrologie et système
d'acquisition des données installée au sein de l'URAER, Ghardaïa. La figure III.28 présente
l’évolution d'éclairement solaire global journalière au cours de la période d’étude. On
remarque que l’éclairement est faible à la journée ciel nuageux par rapport à la journée ciel
claire. On peut dire que l'éclairement varie en fonction des conditions climatiques.
Figure III.28 : l’Eclairement en fonction du temps (courbe rouge ciel clair, courbe bleu ciel nuageux).
La connaissance de la température est indispensable pour l'étude du système
photovoltaïque, La Figure III.29 représenté l'évolution horaire la température ambiante des
journées 18 Septembre 2018 et 19 Septembre 2018. Elle atteindre la valeur. Tciel nuageux = 32.56
°C, Tciel clair= 39.57°C à l'instant t = 15 :21min.
Figure III.29 : Température en fonction du temps.
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
77
III.7.2.1. Les performances du lampadaire solaire
Les performances du module PV
La variation horaire de la puissance Ppv(t), tension Vpv(t) et courant Ipv(t) du générateur
photovoltaïque, la puissance de la batterie, le courant de la batterie et la tension de la
batterie dans deux jours différents (18 Septembre 2018 et 19 Septembre 2018) est
représentée par les figures ci-après :
La figure III.30 représente la variation de la puissance du module PV en fonction du temps.
On surveiller que la puissance de journée au ciel clair (supérieur à 80W) est mieux que la
journée au ciel nuageux.
Figure III.30 : Puissance du module PV en fonction du temps
La figure III.31 représente la variation de la tension du module PV en fonction du temps.
On remarque que la tension à la journée (ciel clair) est supérieure par rapport à l’autre jour.
Figure III.31 : Tension de module PV en fonction du temps.
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
78
La figure III.32 représente la variation de Courant du module PV en fonction du temps.
Figure III.32 : Courant de module PV en fonction du temps.
à 10:21min on remarque que Imax= 5.4 A :puisque la batterie est chargé le régulateur
crépusculaire est coupé le courant à t=12:21min.
Le tableau III.3 recense les paramètres énergétiques du module PV sur la période d’étude
18-19 septembre 2018. On observer que le courant et l’énergie cumulée sont faibles à la
journée au ciel nuageux par rapport à la journée au ciel clair.
Tableau III.3 : performances du module PV
Journée Vpv(V) Ipv(A) Ppv(W) Energie cumulée E (Wh)
18/09/2018 13.49 2 26.98 187.5
19/09/2018 15.35 5.12 78.59 434.75
Les performances de la batterie
La figure III.33 représente la variation de la puissance de la batterie en fonction du temps.
Figure III.33 : La puissance de la batterie en fonction du temps.
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
79
La figure III.34 représente la variation de la tension de la batterie en fonction du temps.
Figure III.34 : Tension de batterie en fonction du temps.
La figure III.35 représente la variation de Courant de la batterie en fonction du temps.
Figure III.35 : Le courant de la batterie en fonction du temps.
Le tableau III.4 recense les paramètres énergétiques de la batterie (phase de charge) sur la
période d’étude 18-19 septembre 2018. On observer que le courant et l’énergie cumulée
sont faibles à la journée au ciel nuageux par rapport à la journée au ciel clair.
Tableau III.4 : performance de la batterie
Journée Vbatt(V) Ibatt(A) Pbatt(W) Energie cumulée E (Wh)
18/09/2018 12.9 2 25 177.23
19/09/2018 13.9 5.01 70 347.75
Chapitre III : Modélisation et Simulation du système PV
80
D’après ces résultats on remarque :
1. une variation journalière marque au niveau de l'irradiation solaire pour le lieu
envisagé ;
2. les performances du système PV sont corrélées aux conditions météorologiques.
III.8. Conclusion
Ce chapitre est devisé en deux parties, dans la première partie est consacré à la simulation
d'un système photovoltaïque utilisé un algorithme de commande PPM. Nous nous sommes
intéressés plus particulièrement à l'étude de l'algorithme P&O de types numérique. Puis on
présentera les résultats de simulation.
La deuxième partie est dédiée à l'étude expérimentale d'un système PV installé au sein de
l'unité de recherche appliquée en énergies renouvelables (URAER). Enfin, nous exposons l'en-
semble des résultats obtenus expérimentalement.
Conclusion générale
81
Conclusion générale
Cette mémoire a été préparé au sein de L'Unité de recherche appliquée en énergies
renouvelables (URAER) de Ghardaïa. Ce travail consiste à simuler et étudier
expérimentalement un système photovoltaïque au milieu aride. A cet effet, l'optimisation par
la méthode (P&O) est proposée pour détecter le point de puissance maximale pour un module
photovoltaïque. Les résultats de simulation montrent l'efficacité de la commande. Ensuite,
nous avons focalisé notre attention à l'étude expérimentale d'un lampadaire solaire installé au
sein de l'URAER.
Pour décrire cela, ce mémoire est présenté en trois chapitres :
Dans le premier chapitre, nous avons étudié le gisement solaire en détails, Les coordonnées
terrestres et horaires, Les coordonnées célestes horizontales. Nous décrirons ensuite, les
différents rayonnements solaires et sa composition. Puis le gisement solaire en Algérie et des
Calculs d’Irradiation solaire sont faites par site Internet de Centre de développement des
Energies Renouvelable ;
Dans le deuxième chapitre nous avons présente des généralités sur les systèmes
photovoltaïques, le fonctionnement et le phénomène photovoltaïque et l’influence des
différents paramètres extérieurs, la cellule PV et ses paramètres. Ensuite nous avons
présente un rappel sur les générateurs PV et leurs performances ;
Le troisième chapitre est devisé en deux parties, dans la première partie nous avons étudié
les convertisseurs DC-DC, leurs modélisations et ses principes de fonction et quelques types
utilisés dans les systèmes photovoltaïques. Ainsi, on décrive la commande MPPT des
convertisseurs DC-DC. Puis on présentera les résultats de simulation d’un système
photovoltaïque. La deuxième partie est dédiée à l'étude expérimentale d'un système PV installe
au sein de l'unité de recherche appliquée en énergies renouvelables (URAER). Enfin, nous
avons exposé l'ensemble des résultats obtenus expérimentalement.
Le travail présenté dans ce document, amène à soulever les perspectives de recherche
suivantes :
Utilisation des techniques de l’intelligence artificielle pour l'MPPT.
Il vaut mieux que l'université de Ghardaïa d'ouvrir un laboratoire de l’énergie
photovoltaïque pour faciliter aux étudiants de faire la partie pratique sans avoir déplacée vers
autrelaboratoires.
82
Bibliographies
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87
Annexe :
Module PV (Module KC125G)
Ce module de type poly cristalline, fabrique par l’entreprise KYOCERA, Notre champ PV
constitué de 2 strings en parallèle. Chaque string est composé de 1 module. Chaque module
contient 3 sous réseau en série, dont chacun est formé par 12 cellules en série avec une
diode bypass connecté en parallèle. Les caractéristiques du module utilisé sont données
dans le tableau suivant.
Tableau A.1 : Caractéristiques de module sous conditions standard.
La fiche technique de KC125G
Puissance nominale Pmpp 125 W
Tension maximale Vmpp 17.4 V
Courant maximale Impp 7.20 A
Tension de circuit ouvert Vco 21.7 V
Courant de court-circuit Icc 8 A
Nombre de cellules Ns 36
Température nominale de la cellule Tcellule 48°C
Température référence de la cellule Tc,stc 25°C
L’éclairement de référence Ec,stc 1000W/m2
Les dimension de KC125G S 1425 x 625
(mm)